Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геолого-физические и геохимические процессы, связанные с природными газами
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Геолого-физические и геохимические процессы, связанные с природными газами"
¡"¡и О И
^ЙРОЗСШЙШ ШЧйО-ИСХ!ЛВДОАТВЛЬСйи ИНСТИТУТ ПРИРОДиЫХ ГАоО^ и ГАЬОхЗЫХ Т^ЛНОЛОПш ШЖГАЗ)
На правах рукописи
ПЬТРЕНКО ВАСШШ ИВАНОВИЧ
УДК 553.981+622.324
ГЕОйОГО-^ЬИЧЕШЕ И ГЕШШЧЬСКИЕ ПРОцЗССЫ,
СгйЬАНЫЫБ С ПИ1РОДЩЫИ ГАЗАМИ (на примере газоконденсатных месторождений)
Специальности: 04.00.17 - Геология, поиски и разведка
нефтяных и газовых месторождений
05.15.06 - Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-шшералогических наук
1/юсква - 15*93
ВСЕРОССИЙСКИМ НАУЧНО-ИССВДОВАТЕЛЬСКИл ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ К ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИИ (ВНИИГАЗ)
На правах рукописи
петренко Василии иванович
УДК 553.381*622.324
ГЕШЮГО-ЙШЧЕСКИЕ И ГБОЙМИЕСКИВ ПРОЦЕССЫ,
СВЯЗАННЫЕ С ПРИРОДНЫМИ ГАЗАМИ (на примере газоконденоатных ыесторовдений)
Специальности: 04.00.17 - Геология, поиски и разведка
нефтяных и газовых местороядений
05.15.06 - Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
Москва - 1993
Работа выполнена в Северо-Кавказском научно-исследовательском институте природных газов (СевКавНИИгаз), г. Ставрополь
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Д.Л.ФЕДОРОВ
Ведущее предприятие - Ухтинский индустриальный институт (УШ), кафедра геологии нефти и газа и кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
в 13-30 час. на заседании специализи.
Д.070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий ШШГАЗ) во адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ШИИГАЗ.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке БНШГАЗА.
доктор геолого-минералогических наук, в.н.с. В.Ф.ГОРШЕВ
доктор технических наук, профессор
К.С.ШШИЕВ
Защита диссертации состоится
Автореферат разослан
Ученый секретарь специализированного совета, к.т.н.
Е.Н.Ивакин
ОЩАЯ ХАРАКТЕРНОТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы-.
Одной из важнейших задач современного этапа развития газодобывающей отрасли России и СНГ является повышение эйфектив- . ности поисков и разведки новых газовых и газоконденсатных месторождений, совершенствование методов их разработки и геолого-промыслового контроля.
К настоящему, времени накоплен огромный эмпирический материал по геологии газовых и газоконденсатных месторождений, режимам их разработки, фазовым переходам сложных по составу газо-"^ вых смесей, геолого-промысловому контролю за эксплуатацией залежей. Газовые и газоконденсатные залежи являются своеобразными природными "установками РУТ", в которых за короткий период времени, ■ измеряемый десятками лет, имеется возможность изучать комплекс геолого-физических и геохимических процессов, характерных для всех месторождений, а также для различных геологических структур в земной коре. В частности, к таким процессам относятся фазовые переходы парогазоконденсатных смесей, находящихся в постоянном контакте с остаточными водами, вымыв жидких углеводородов (УВ) пластовыми водами, газофазный массоперенос химических элементов. Во всех этих и в других физико-химических процессах заметную или ведущую роль играет паровая фаза воды, являющаяся непременной составной частью любого свободного скопления углеводородных и кислых природных газов в земной коре. Роль газовой фазы воды в этих процессах либо изучалась фрагментарно, либо не изучалась совсем. Поэтому актуальным является научное обобщение эмпирического, экспериментального и теоретического материала по проблеме взаимоотношений природных газов и воды и создание на основе этого обобщения совокупности концепций, позволяющих моделировать геолого-физические и геохимические процессы в газовых залежах на сверхбольших глубинах, характеризующихся жесткими термобарическими условиями. Познание механизмов протекания этих процессов дает возможность разрабатывать новые методы эксплуатации высокотемпературных газовых залежей, повышающие газо- и комтонентоотдачу недр, развивать методы подсчета запасов газа, конденсата, остаточной нефти, рассеянных газообразных и
жидких УВ, нетрадиционных полезных ископаемых, включая рудные и редкие химические элементы, совершенотвовагь методы прогнозной оценки газовых ресурсов в различных геологических структурах земной коры, что представляет собой актуальную научную и практическую значимость. Актуальными также являются комплексная оценка влияния разработки газовых и газоконденсатных месторождений на недра и окружающую среду, изучение механизмов протека-, ния геолого-физических и геохимических процессов в земной коре за пределами месторождений.
Цель работы.
Исследование геолого-физических и геохимических процессов в газовых и газоконденсатных месторождениях и в различных геологических структурах земной коры, обусловленных глобальной связью природных газов и воды. Разработка рекомендаций по поискам, разведке, проектированию и эксплуатации глубокопогруженных высокотемпературных газовых и газоконденсатных залежей.
Основные задачи исследований.
1. Усовершенствовать методы контроля за обводнением сложных по геологическому строению многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений.
2. Создать унифицированную классификацию подземных вод газовых и газоконденсатных месторождений и оценить влияние всех типов вод на разработку залежей.
3. Усовершенствовать методику оценки прогнозных запасов газа на сверхбольших глубинах в условиях жестких термобарических параметров, определить максимальные глубины распространения промышленных скоплений таза в различных геологических структурах земной коры.
4. Разработать метод оценки запасов и ресурсов нетрадиционных полезных ископаемых в газоконденсатных месторождениях.
5. Изучить механизм вымыва конденсата из порового пространства внедряющейся пластовой водой, создать методы извлечения рассеянных жидких УВ из коллекторов и неколлекторов газоконденсатных месторождений.
6. Создать физическую модель разработки высокотемпературной газовой или газоконденсатной залежи.
7. Изучить некоторые аспекты влияния разработки месторождений газообразных и жидких полезных ископаемых на недра и окружающую среду.
6. Оценить масштабы, конвективного газофазного массоперено-са опресненных вод с растворенными в них веществами эндогенными газовыми потоками через земную кору.
9. Изучить некоторые геолого-физические и геохимические процессы в земной коре, обусловленные взаиморастворимостыо природных газов и воды.
Научная новизна.
1. Создан метод гидрогеохямического контроля за обводнением многопласговых газовых и газоконденсагных месторождений, разрабатываемых при упруговодонапорном режиме. Коррелятивами процесса обводнения скважин и пластов служат резкие отличия в содержания отдельных ионов и химических элементов в пластовых и конденсационных водах. Создана унифицированная классификация подземных вод газоконденсатных месторождений и оценено влияние различных типов вод на разработку залежей. Уточнен механизм обводнения пластовых газовых залежей с упруговодоналорным режимом.
2. Усовершенствован метод оценки прогнозных запасов газа в различных геологических структурах земной коры. Показано, что отметка в земной коре с температурой 360° С является предельной глубиной распространения промышленных скоплений газа. Разработан метод оценки запасов и ресурсов всех ушоидов в пределах газокон-денсатного месторождения с нефтяной оторочкой.
3. На основе эмпирических данных, полученных на газоконденсатных месторовдениях, теоретически обоснован процесс вымыва конденсата из пласта внедряющейся в залежь пластовой водой. Раскрыт механизм формирования оторочки жидких УВ перед фронтом вытеснения. Разработаны метода извлечения остаточной нефти и рассеянных газообразных и жидких УВ на газоконденсагных месторождениях.
4. Теоретически обоснован новый метод разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных залежей. Впервые показана возможность 100-процентного извлечения газа из залежи при конечном давлении, равном давлению насыщенного пара, после чего возможна продолжительная эксплуатация залежи с извлечением высо-
котемпературного пара низкого давления с растворенными в нем веществами.
5. Раскрыт механизм формирования оторочек опресненных вод под газоконденсатнонефтяными заделами и ореолов опресненных вод вокруг газовых, газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений.
6. Изучен механизм влияния паров воды парогазовых смесей на давление насыщения жидкостей газами. Изучен процесс сопряженной ретроградной конденсации высококипящих УВ и паров воды при изотермическом снижении пластового давления в газоконденсатной залежи.
7. Впервые определены объемы подземных вод, "законсервированных" во всех газовых, газоконденсатных, гдзогидратных и нефтяных месторождениях мира, оценена потенциальная влагоемкость природных газов, находящихся в земной коре в связанном состоянии. Изучены некоторые вопросы воздействия на недра и окружающую среду процессов разработки месторождений.
8. Впервые оценена роль природных газов и паров воды в эволюции углей, определены масштабы конвективного массопереноса паров воды с растворенными в них веществами эндогенными газовыми потоками снизу вверх через земную кору. Установлены некоторые закономерности в протекании геолого-физических и геохимических процессов в земной коре, обусловленные взаиморастворимостью природных газов и воды.
Практическая ценность работы и реализация в промышленности
Диссертационная работа представляет собой научное обобщение результатов эмпирических, экспериментальных и теоретических исследований в области промысловой геологии и гидрогеологии многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений, направленное преаде всего на решение практических задач народнохозяйственного значения, в частности на повышение эффективности поисков, разведки, проектирования и разработки месторождений углеводородных и кислых газов, в том числе залежей на сверхбольших глубинах с жесткими термобарическими условиями.
Основные положения диссертации нашли отражение более чем в 100 научных отчетах, переданных для внедрения в Ш "Кубаньгаз-
пром", "Кавказтрансгаз", "Астраханьгазпром", фирме СОНАТРАК в Алжире (19 работ). ^
Ряд разработок, получивших теоретическое обоснование в докторской диссертации, использовался в проектных и инструктивных документах, утвержденных в Газпроме СССР, в соответствии с которыми с 1964 по 1990 гг. осуществлялся геолого-промысловый контроль за эксплуатацией группы газоконденсагных месторождений Предкавказья, характеризующихся упруговодонапорным'режимом. Метод комплексного гидрогеохимического контроля за обводнением многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений позволил осуществить частичное регулирование продвижения контурных пластовых вод в залежи и получить более высокие, чем предполагалось ранее, конечные коэффициенты газоотдачи. Экономический эффект от внедрения гидрогеохимического метода контроля и регулирования разработки по 12 газоконденсатным месторождениям Краснодарского края составил 2,03 млн. руб.в год (в ценах 70-х годов). Данный метод контроля внедрен практически'во всех газодобывающих регионах СНГ. По рекомендации автора Диссертации гидрогеохимический метод контроля за Обводнением скважин и залежей внедрен на одном из крупнейших в мире газоконденсатном месторождении Хасси Р'Мель в Алжире ( 1. Petrenko V.I. Programme d'echantillonage et essais sur le champ de Hassi R'Mel. - SOHATRACÏÏ, Département PED, Ser-. vice Gisement Hassi R'Mel. - Alger, Mars 1982. 2. Mokri V., Chaouche A. Suivi géochimique de variation de la composition d'eau gisement de Hassi R'Mel. - Rapport n° 561/3.1001. - SONA-TRA.CH, Direction Laboratoire Central des Hydrocarbures. - Boume-rdea, Décembre 1984. 3. Mocri V., Barsa A. Suivi géochimique des variations de la composition d'eau du gisement de Hassi R'Mel. -- Rapport n° 27/3.1001. - SONATRACH, Direction laboratoire Central des Hydrocarbures. - Boumerdes, Juin 1988.). По Астраханскому газоконденсатному месторождению впервые оценены ресурсы воех флюидов и растворенных в них химических элементов (1989 г.), что позволяет разрабатывать методы их извлечения. Аналогйчные работы выполнены автором по месторождению Хасси Р'Мель в Алжире (Petrenko V.I. Estimation des matieres utiles dans le cadre du gisement Haasi R'Mel. - SONATRACH, Département PED, Service Gisement Hassi R'Mel. - Alger, Mai 1981).
Разрасотан простой, но достаточно информативный метод про-
гнозного определения величины оседания земной поверхности над разрабатываемыми залежами, апробированный на Северо-Ставрополь-ском газовом месторождении. Предложен метод определения предельное глубины распространения промышленных скоплений углеводородных п кислых газов в различных геологических структурах земной коры, обеспечивающий большую достоверность перспективной оценки газйкосности недр.
Результаты исследований автора, изложенные в коллективных монографиях "Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месгоровдений на их разработку" (1973 г.) и "Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождение" (1379 г.), используются в учебных программах некоторых вузов:
Апробация работы.
диссертация апробирована в СевлавНйкгазе, Физико-химическом институте АН Украины, Ухтинском индустриальном институте. Основные положения диссертации доложены на Всесоюзных совещаниях и семинарах: "Первая межвузовская конференция по вопросам теории и практики разработки газоконденсатных месторождений" (Баку, 1966 г.), "Латеральная изменчивость состава и физических свойств отложений и ее отражение в гефизических полях при поисках нефти и газа" (Пермь, 1976 г.), "Органическая гидрогеохимия нефтегазоносных бассейнов" Ыосква, 1973 г.), "Методы оценки нефте- и газодатеринского потенциала седиментов" ДОосква, 1979 г.), "Формация осадочных бассейнов" (¡Лосква,"1985 г.), "Подземные воды и эволюция литосферы" (¿¡осква, 1985 г.), "Состояние и перспективы повышения конденсатоотдачи при разработке газовых, газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторовдений" (Тре-бинские чтения, Ыосква, 1987 г.;, "Терыогазодинамические процессы и системы их контроля при разведке, транспортировке и добыче нефти и газа" ("Тер:.;огаз-69", Харьков, 1989 г.), "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа" (Москва, 1990 г.), "Третье ¿¡сеооюзное совещание по геохимии углербда" Ыосква, 1991 г.;. Отдельные положения диссертации доложены на международном симпозиуме по повышению газоконденсатоотдачи пластов (Краснодар, 1977 г.), на 4-ом Национальном семинаре наук о Земле'(Алжир, 19Б2 г.;, на международной конференции по геохимии нефти (Томск, 1991 г.), на международном симпозиуме "Нетрадици-8
оиные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения (Санкт-Петербург, I9S2 г.), на республиканской конференции "Геология месторождений горючих ископаемых Европейского северо-востока СССР" (Сыктывкар, 1981 г.), на 3-ей научно-технической конференции БНЙИГАЗа "Разработка и эксплуатация месторовдений природных газов и подземного хранения газа" шос. Развилка, 1976 г.), на II Ухтинской научно-технической конференции по проблемам развития геологии, нефтяной и газовой промышленности Тимано-Печор-ского территориального производственного комплекса (Ухта, 1980г.), на 1У республиканской научно-технической конференции "Повышение эффективности научно-исследовательских работ в газоцобывающей отрасли ТССР" (Ашхабад, 1984 г.), на научно-техническом совещании Мингазпрома СССР по проблеме "Гидрогеологические и инженерно-геологические исследования влияния разработки газовых месторовдений на окружающую среду" (Червоный Донец, IS85 г.), на региональной научно-практической конференции "Проблемы комплексного освоения Астраханского газоконденсатного месторождения" (Астрахань, 1987 г.), на межотраслевой научно-технической конференции "Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья" (Астрахань, 1989 г.).
Публикации.
Основные положения диссертации опубликованы в 132 печатных работах, в том числе в 2 монографиях и 8 научных обзорах.
•Объем и структура диссертации.
Диссертационная работа состоит из двух частей, введения, 7 глав и заключения. Текст - 326 страниц, 120 таблиц, 119 рисунков, общий объем 733 страницы. Список литературы - 552 наименования.
СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ
Во введении обоснована актуальность темы исследования, определены цели исследований, показана научная новизна и практическое значение работы.
В первой главе изучены некоторые особенности фазовых переходов флюидов при формировании газовых и газоконттенсатных место-
рождений. В частности, детально изучен механизм формирования оторочек опресненных вод под газоконденсатнонефтяными залежами.
Различные аспекты формирования оторочек опресненных вод рассматривались в работах Б.И.Султанова, Н.Е.Митина и П.К.Ляхо-вича, В.В.Колодия, М.З.Рачинского, И.А.Лагуновой и О.Н.Яковлева, В.Г.Герасомова и В.Г.Жогло, А.М.Никанорова. Исследователями предложено три основных механизма формирования оторочек опресненных вод. Согласно первому из них опресненные воды образуются в результате конденсации паров воды из газовой фазы при изменении термобарических условий с последующей концентрацией этих вод в зоне контакта газ-вода. Слабым звеном в этой гипотезе является предположение о концентрации пресных вод в приконтактной зоне в результате-их стока, так как конденсирующиеся воды будут ассимилированы остаточной-водой, объемы которой в залежах огромны. Образование оторочек опресненных вод по второму механизму объясняется быстротечной вертикальной миграцией газов, сопровождаемой резким изменением термобарических условий, однако в данном случае требуются высокие скорости восходящего газового потока, способного выносить сконденсировавшуюся влагу, что наблюдается только при вулканических и грязевых извержениях. Согласно третьему механизму опресненные воды выделяются из пересыщенных водой нефтей при изменении термобарических условий. По-видимому, этот механизм проявляется в природе, но для его реализации требуются перемещения огромных объемов нефти;
Представляется, что основным фактором в образовании оторочек опресненных вод является сопряженная конденсация из газовой фазы высококипящих УВ и паров воды из пересыщенной смеси с образованием эмульсии обратного типа (вода в масле). Выполнена количественная оценка привноса пресных вод при ретроградной конденсации высококипящих УВ в зависимости от термобарических условий в пределах Днепровско-Донецкой впадины, Предкарпатского прогиба, западного и восточного бортов Южно-Каспийской впадины. В условиях восточного борта Южно-Каспийской впадины при запасах нефти 50«Ю6 м3 на глубине 8 км с Р =135 Ша и Т = 213°С объем свободной воды, привнесенной в конденсирующиеся УВ, составит 670»10^ кубометров. Для рассматриваемых нефтегазоносных бассейнов граница пересыщения высококипящих УВ влагой при их конденсации находится на глубинах от 3 до 4 км.
Известно явление постоянного диффузионного рассеяния газа
из газовой залежи в окружающий гидродинамический бассейн (В.П.Савченко, 1977 г.). В связи с образованием в нижней части газо-во-дяного контакта пузырьков парогазовой смеси происходит массопе-реноо пресной влаги в законтурную зону, что обусловливает, наряду с образованием в газоконденсатнонефтяных залежах оторочек опресненных вод, формирование вокруг газовых и газоконденсатных залежей ореолов опресненных вод.
С увеличением температуры недр возрастает влагонасыщенность газов. Выполненные Р.Г.Султановым, В.Г.Скрипкой, А.Ю.Намиотом (1979 г.) исследования показали, что при температурах, близких к критической для чистой воды,'влагонасыщенность метана может быть значительной и доля водяного пара в метановой парогазовой смеси достигает 0,7-0,9. Следовательно, зоны распространения прикрити-ческих температур в земной коре будут предельными глубинами для метановых залежей, и, по-видимому, для залежей с кислыми газами. На закономерное увеличение влагонасыщенности газов с глубиной ранее указывали А.'Н.Воронов и др. (1976 г.), однако игли не определялись предельные глубины распространения' промышленных газовых залежей в земной коре. В связи с совершенствованием техники и технологии бурения скважины будут достигать все больших глубин, поэтому требуется внести коррективы в методы оценки перспективных запасов газа.
По термобарическим параметрам, характерным для различных геологических структур земной коры (А.А.Смыслов и др., 1979 г.), определили мольную долю водяного пара в метановой парогазовой смеси с глубиной. Предельная глубина распространения газовых залежей контролируется изотермой 360°С, отметка нахождения которой зависит от геотермического градиента (ПГ) и определяется из вы-
Здесь ПГ в градусах Цельсия на 100 м. В зависимости от ГТГ залежи газа могут располагаться на глубинах от 1800 до 24000 м (табл. I).
ражения
_ 360-100
( I )
[ред j-i^p
Таблица I
Геологическая структура
величин 100 м
I
2
3
Области современной гидротермальной деятельности
15,5 - 20
1800 - 230QI
Продолжение табл. I
I
2
3
Геосинклинальные бассейны доинверсионной стадии
7-3
4100 - 5300
Чехлы молодых платформ и мезо-калнозойские прогибы
Древние платформы
3,8 - 5
1,5 - 2,1 16800 - 24000
7200 - 3500
¿о второй главе рассматриваются подземные воды газокон-денсатных месторождений с нефтяной оторочкой. Гидрогеологию месторождении УВ изучали Г.а.Сухарев, А.А.Карцев, В.П.Савченко, А.Л.Козлов, я.Н.Корценатейн, В.С.Котов, В.Н.Матвиенко, А.С.Пан-ченко, В.В.Колодий,. А.М.Никаноров, Ю.П.Гаттенбергер, Н.Е.Митин, П.К.Ляхович, М.З.Рачинский, Б.П.Акулинчев, Г.П.Волобуев, В.П.Ильченко, Х.Шоеллер, Е.Е.Кьеричи и многие другие исследователи.
Несмотря на обширную научную литературу по промысловой . гидрогеологии, воды газовых, газоконденсатных и газоконденсатно-иефтяных месторождений изучены в недостаточной степени. В боль-шнстве случаев исследователи рассматривают пластовые законтурные и подошвенные воды, а также остаточные и конденсационные, иногда пороше воды. Вместе с тем и при формировании залежей, и при их эксплуатации имеют место процессы, приводящие к образованию вод полигенных.
Автором составлена унифицированная классификация подземных вод, образующихся при формировании и разработке газоконденсатных месторождений. В классификации оценивается роль подземных вод при формировании и разработке месторождении (табл. 2). На стадии образования месторождений в большинстве случаев превалирующее значение имеют седиментогеннне, инфильтрогенные, элизио-гекные и эксфильтрогенные воды. При разработке месторождений с упруговодонапорным режимом основное воздействие на залежь оказывают законтурные или подошвенные пластовые воды (месторождения типа Ленинградского. Староминского, Березанского'в Западном Предкавказье), на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями превалирующее значение могут иметь эксфильтрационные воды. В высокотемпературных залежах большое влияние на разработку оказывает водяной пар, в особенности на завершающей стадии экс-
ГЕНЕЗИС ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПРЙЖ1РОШ
/Составил В
Г Место цоды, ФОРМИРУЮЩИЕ О II 1» II РОЩ СОЕ ОГ| 1>л зои л н им мое
1 нахождение I, В0Я тип м и о д Напмвявн ж1и.яову1ш ii im) ц с Ii с ы ш()|>ми1><1 пли ии «> jl
Да зя- Седипентогенные 1 Захоронение с осадками
пп л нения ловушек инфильтропенные и Проникновение в пласты-коллекторы пр льтрдции за счет гидравлического налог
углеводородами элизиогеиные 4 Вытеснение в водонасыщенные пласты торы и в залежи ув из уплотняющихся г/ тых толщ кровли и подошвы под возде!
J3 гравитационного давления
LI о со зквфштьтроген-ные 1 Вытеснение в залежи УВ из уплотняю! прослоев неколлекторов под в03действ1 гравитационного давления
ПОРОВОЕ про-стрднот- во коллекТОРОВ ш X После форпн- ровд- ння залежей конденсатоген-ные i конденсация h3 парогазовой смеси уменьшении её влдгоемкостн в связи с иием температуры /
X о н эпнконденсдто-генные и прнвнос воды растворяющимся га31 денснруепые высококнпящне ув с обра! ем эмульсии углеводороды-вода h пос щнп высвобождением воды в свободном
t-сз о Десолюцио- генные t выделение из жидких УВ при vmehk их растворяющей способности всвяэ дением температуры или возрастай! давления
органогенные IT Образуются при метаморфизме
гндратогенные и Образуются при разложении газог tob в процессе расформирования 3 гидратообразования
Эвапоригенные /первичная паровая влага / и Испарение вод при генерации и увеличении влагоемкости газовой смеси
солюциогенные i Растворение остаточных вод в жк УВ при увеличении их растворяющ способности
Седипентогенные г Захоронение с осадками
Дегидрагоген- ные 1 выделение из глин при их дегидра
поровоб пространство некол- Поро- ВЫЕ воды Органогенные и Образуются при метаморфизме ОЕ
конденсатоген-ные ! КОНДЕНСАЦИЯ НЗ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ ПРИ ШЕНИИ ЕЕ ВЛАГОЕМКОСТИ В СВЯЗИ С ПШ ЕМ ТЕМПЕРАТУРЫ
лекторов Эпиконденсд- тогенные lt привнос воды растворяющимся га301 денснруепые высококипящие ув собр1 ем эмульсии углеводороды-вода
Десолюциоген- НЫЕ t ВЫДЕЛЕНИЕ ИЗ ЖИДКИХ VB ПРИ УМ1 НИИ РАСТВОРИМОСТИ В НИХ воды
Эвапоригенные /первичная паровая влагя/ l Испарение поровых вод при уве нии влагоемкости парогазово! смеси
• солюциогенные l Растворение паровых вод i вновь образующихся из db ж УВ
Водонапорный бассейн : 1 Пластовые Донтурные или подошвенные/ воды IT Изменения солевого coctj минерализации вод. омыва1 залежи
;i В РАЗРАБОТКЕ rJTdUUUHULHCA IНЫХ ШЖШДЬНШ —
,П| |tpehkd 1979 -19В5 гг./
•о ж Л пни и В о М м, чм) |> м и »» ч н> и) mu:»i н мгнц i- mill i-aiw* i.o i n и кнччо i'o»)ii'iihii
а И А Ч О И VI и 1\ оьщпм г>амдш;ц иод T MM I.I иоц I II i4i n e i: о w 'iHM'MHi'oiiAMMii под Ммчиио мл шпиц114" ГА-.ч'лми м» лпиежом (
Имеют ПРЕВАЛИРУЮЩЕЕ ЗНАЧЕНИЕ - 4 -
ИФИ- - - --
IJ1J1EK' ВИЕМ ХСЯ 1 Злизионные ВЫТЕСНЕНИЕ В ЗАЛЕЖИ УВ ИЗ ГЛИНИСТЫХ ТОЛЩ КРОВЛИ И ПОДОШВЫ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ГРАДИ ЕНТА ДАВЛЕНИЯ Обычно совсем НЕЗНАЧИТЕЛЬНОЕ ВЛИЯНИЕ
Экофнльтрацион- НЫЕ Вытеснение в залежи УВ из прослоев неколлекторов под воздействием градиента давления Оказывают заметное или ЗНАЧИТЕЛЬНОЕ ВЛИЯНИЕ В НЕОДНОРОДНЫХ РЙЗРЕЗНХ И В ЗАЛЕ - ждх с ПВПД
И НИЖЕ В НЕКОТОРЫХ СЛУЧАЯХ ИМЕЮТ ОПРЕДЕЛЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ КОНДЕН ОПЦИОННЫЕ КОНДЕНСАЦИОННЫЕ ПЕРВИЧНЫЕ ТнсТиллйцион НЫЕ/КОНДЕНСА ЦМ0ННЫ1 ВТПРН ЧНЫЕ/ Конденсация из парогазовой смеси в приза- БОЙНОН ЗОНЕ,СКВАЖИНЕ.В УСТАНОВКАХ СЕПАРАЦИИ В СВЯЗИ С УМЕНЬШЕНИЕМ ВЛДГОЕМКОСТИ СМЕСИ ПРИ СНИЖЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ Накапливаясь в пласте ПРИ 0ПР{ДЕП8ИИЬ1/• УСЛОВИЯХ.СНИЖАЮТ ЛРСДУКТИВ ность скадж ии
ВКОН-днн-ДУЮ-ПАЗУ Образуют оторочки ОПРЕСНЕННЫХ ВОД В ЗА ЛЕЖАХ У в ЗПНКОНДЕНСД-ЦНОННЫЕ ПРИВНОС ВОДЫ РАСТВОРЯЮЩИМСЯ ГАЗОМ В КОНДЕНСИРУЕМЫЕ ВЫСОКОКИПЯЩНЕ УВ С ОБРАЗОВАНИЕМ ЭМУЛЬСИИ УГЛЕВОДОРОДЫ-ВОДА УВ£ЛИЧИВАЮТ ОВЬЕМ ЖИДКОЙ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФАЗЫ. СПОСОБСТВУЯ БОЛЕЕ РАННЕМУ ВЫМЫЙУ УВ ВОДОЙ И П03з1ШЕНИЮ кои-ДЕНСАГООТДАЧИ
ЕНИИ с пан Объемы этих ВОД НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫ Десолюцион- НЫЕ Выделение из жидких УВ при уменьшении нх РАСТВОРЯЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ В СВЯЗИ С УМЕНЬШЕНИЕМ ТЕМПЕРАТУРЫ НПИ ВОЗРАСТАНИЕМ ДДИПЕ ния ПОВНДНМПМУ,ОКАЗЫВА-ЮТ ОПРЕДЕЛЕННОЕ ВПНЯ-ННЕ ПРИ СПЙКИИММИ'П ЦЕССЕ
1 При сирсцс ..ЕННЫХ УСЛОВИЯХ ИМЕЮТ НЕКОторое ЗНЙМЕИИЕ. — -
1РА- 1 ы В МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.СФОРМКРИ В1ВШНХСЯ В ЭГО.ШЮТ ПРЕВАЛИРУЮЩЕЕ ЗНАЧЕНИЕ Гидратациои- НЬ1Е Образуются при разложении газогидрдтоз в процессе эксплуатации газогидратных МЕСТОРОЖДЕНИЙ По BHAMHOMv.;mirvv OKA".\t>IOA1t> UHHHHTEMb 1 нос DiiMtiHHr; | i
АЗА ара- В ВЫСОКаТЕМПЕРДТУР НЫХ ЗАЛЕЖАХ В ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ МОГУТ СОСТАВЛЯТЬ по ОБЪЕМУ 30-50 X Эвапорацион- НЫЕ /ВТОРИЧНАЯ ПАРОВАЯ ВЛАГА; Испарение остаточных вад при увеличении ВЛДГОЕМКОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕНИ В С В Л Л /. С ИЗОТЕРМИЧЕСКИМ СНИЖЕНИЕМ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ УВгЛична;чк'Ь(-Ъс^' . ГАЗОВОЙ СМЕС.' ВАй ВОЗР-СТ-чг-£ дпьнаго и уменьшение г? ^□¡Х'ПОТЕРз ТЧ * Е "з, А г 5. 3 Ва1СалСТЕМПЕ?ДТ>?м:1* Зй-ЛЕЖАХ ИМЕЮТ Зм5Ч!ч.
ких ! Объемы зтих вод НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫ СОЛЮЦИОННЫЕ Растворение в жидких УВ, образующиеся при ретроградной конденсации в связи а ПОНИЖЕНИЕМ ДАВЛЕНИЯ ИМЕНАХ НЕКаТЗРОЕ ЗНАЧЕНИЕ В СВНПИ С УВЕЛИЧЕНИЕМ ОЬЪЕПЯ СКОИДПНСИР- идвшихои 4Z
Имеют превалирующее ЗНДЧННИЗ •
|ЦИИ В иккитоиыл тилщпх имеют ЬППк июъ :»ня- 41ИИК Дегкдратацнпн НЫЕ Выделение из глин при продолжении их дегидратации.
И^.щм.и.сгй.^мних OE.no Г»Т МП! Тк. Ьи.-.ьшиС ЗНАЧЕНИЕ - ■ ОРОВЫЕ ВОДЫ НЕКОЛ-ЕКТОРОЗ ОКДЗЫВА-»- т ВЛИЯНИЕ'НА РДЗ-IDOTKV ЗАЛЕЖЕЙ УВ ВИДЕ ВЫТЕСНЕННЫХ КОФИЛЬТРДЦИОННЫХ ЭЛИЗИОННЫХ ВОД
ПЕНЬ-1ЖЕНИ- в кон- ЮОАНИ- Объемы этих вод НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫ -
ЗПИКОНДЕНСД-ЦИОННЫЕ Привнос воды растворяющимся газом в КОНДЕНСИРУЕМЫЕ ВЫСОКОКИПЯЩИЕ УВ С ОБРАЗОВАНИЕМ ЭМУЛЬСИИ углеводороды-пода
1Ы11Е-
ИЧЕ- Увеличивают ОБЪЕМ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ Эпдпордцион-НЫЕ /ВТОРИЧНАЯ ПАРОВАЯ ВЛАГА/ Испарение норовых вод при увеличении ВЛДГОЕМКОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ В СВЯЗИ С ИЗОТЕРМИЧЕСКИМ СНИЖЕНИЕМ ПОРОВОГО ДАВЛЕНИЯ ДЛМЧИ11АЮ1 1,'l.M V ПЙИ1НД ■ ,онпи I:MU'.V< И ДАН МЕН И Е CllUCilbCfUV-) ВЫТЕСНЕНИЮ Фишидни » м! : .1£МГ'- ы
3 дких Объемы этих ВОД незначительны солюционные Растворение в жидких ув,образующих ся при ретроградной конденсации в связи с повышением давления Не влияют
ва и ЩИХ В КАЧЕСТВЕ ИН-ФИЛЬТРОГЕННЫХ МОГУТ ИМЕТЬ БОЛЬШОЕ ЗНАЧЕНИЕ /ДО ЗАПОЛНЕНИЯ ЛОВУШКИ V В / Пластовые /КОНТУРНЫЕ ИЛИ ПОДОШВЕННЫЕ/ воды ВНЕДРЕНИЕ В ЗАЛЕЖИ УВ В СВЯЗИ С ПОНИЖЕНИЕМ В НИХ ДАВЛЕНИЯ При упруговодо- напорном режиме оказывают большое влияние
плуатации залежей.
Приведенные в классификации типы вод характерны для всех месторовдений природных газов. Естественно, в зависимости от геологических условий возникновения и развития ловушек с залежами УВ и термобарических условий в них наличие различных типов вод и их количественное соотношение неодинаково.
Разработанная классификация позволяет на качественно новом уровне контролировать процесс обводнения газовых и газокон-денсатных месторождений и осуществлять регулируемую разработку залежей. Однако необходимо уже на стадии разведки месторождения, -а в последующем и во время пробной эксплуатации как можно детальнее изучать химический состав всех типов вод.
Третья глава посвящена изучению флюидодинамики в газокон-денсатных месторождениях и ее роли в углеводородо- и флюидоотда-че залежей. В СНГ в течение длительного времени разработка газо-конденсатных месторовдений осуществлялась на режиме естественного истощения, поэтому в работе рассматривается флюидодинамика газо-конденсатных месторождений на данном режиме, но в условиях довольно активного внедрения законтурных пластовых вод.
Влияние законтурных вод на разработку газовых и газокон-денсатных месторождений рассматривалось в работах А.Г.Дурмишьяна, С.Н.Закирова с соавт., А.Л.Козлова с соавт., А.А.Карцева, В.Н.Кор-ценштейна, А.Х.Мирзаджанзаде с соавт., Г.В.Рассохина с соавт., В.В.Савченко, В.П.Савченко, П.Т.Пкыгли с соавт. и др.
•Детальное изучение флюидодинамики в газоконденсагных месторождениях позволило сформулировать важное, принципиально новое положение, о том, что месторождение УВ, ограниченное сверху региональной покрышкой и снизу либо контактом углеводороды-вода (для водоплавающих залежей), либо непроницаемой подошвой и частично контактом углеводороды-вода (для пластовых залежей), представляет собой единую геолого-физическую, термобарическую, геохимическую и флюидальную систему. В эту систему входят все породы-коллекторы и породы-неколлекторы со всеми насыщающими их флюидами. В этой основной и весы.® сложной системе до начала ее эксплуатации находятся в неустойчивом термодинамическом, гидрогеохимическом и фазовом равновесий следующие подсистемы: легкие УВ парогазовой смеси тоселые УВ парогазовой смеси; паровая фаза УВ=*=паро-
вая фаза воды; парогазовая смесъостагочная вода; флюиды коллекторов -г=ь=.флюцды неколлекторов; породы =*=а=насыщающие их флюиды. В свою очередь месторождение УВ как крупная геолого-физическая система находится в неустойчивом геодинамичбском, термодинамическом, гидрогеохимическом и фазовом равновесии с сопредельными геолого-физическими системами, представленными кровлей, подошвой залежи и гидродинамическим бассейном (рис. I).
Комплексный подход к изучению газоконденсатного месторождения заключается в определении запасов всех полезных ископаемых и ресурсов всех флюидов с растворенными в них веществами, а также в исследовании совместного функционирования перечисленных выше систем и подсистем при техногенном воздействии на них.
Рис. I. Схема взаимодействия геолого-уизических систем и подсистем, фазовых переходов флюидов и их извлечения при разработке газоконденсатного месторождения с упру-говодонапорным режимом на истощение.
На примере крупного газоконденсатного месторождения впервые оценены запасы газа и его ресурсы (растворенный газ в остаточной нефти, в нефти оторочки, в остаточной и поровой водах, а также газ, содержащийся в некондиционных коллекторах и в неколлекторах, запасы и ресурсы.остаточной нефти и нефти в оторочке, остаточной и поровой вод, конденсационной воды в газовой фазе. На рассматриваемом месторождении при запасах сырого газа в коллекторах 2333«109 м3 в неколлекторах содержится 13 5 «Ш9 м3 газа, 71-Ю м3 газа растворено в нефти оторочки и 58»10'9 м3 газа растворено в остаточной нефти, запасы конденсата составляют 61СМ0® м3 (в газовой фазе 87*109 м3), ресурсы остаточной воды равны' 2,75-Ю9 м3, поровой воды в прослоях неколлекторов 10,26-Ю9 м3, конденсационной воды в жидкой ¿азе 6,24*106 м3 (в виде водяного пара 8,24'Ю9 м3). Подобная оценка запасов и ресурсов позволяет уже на стадии проектирования разработки предусматривать технологию извлечения части нетрадиционных полезных ископаемых, включая редкие химические элементы.
В работе детально проанализированы теоретические и практические аспекты гидрогеохимического метода контроля за обводнением скважин и залежей при разработке многопластовых газовых и га-зоконденсатных месторождений. Этот метод возник и получил своё практическое и теоретическое развитие превде всего в связи с необходимостью научно обоснованного проектирования разработки месторождений в условиях активного проявления упруговодонапорного режима. Над его созданием, внедрением и усовершенствованием в разное 'время работали Б.И.Султанов, В.А.Царев, П.Т.Шыгля, Г.В. Рассохин, Г.А.Буланкин, А.Л.Козлов, В.С.Котов, В.Н.Корценштейн, А.С.Тердовидов, А.С.Стаценко, И.Д.Быков, В.А.Туголуков, В.Г.Фи-сенко, Л.Ю.Андреева, Е.В.Дюкалова, С.В.Дюкалов, О.М.Ермилов, М.Г.Лубянская и многие другие исследователи. В Краснодарском крае гидрогеохимический метод контроля впервые был использован автором в 19156-1957 гг. для контроля за водопроявлениями при эксплуатации газовых горизонтов Анастасиевско-Троицкого нефтегазового месторождения. На крупных газоконденсатных месторождениях Кубани гидрогеохимический метод контроля применяется с 1958 г. по рекомендации автора диссертации.
Рассматриваемый метод базируется на резком отличии в содержании отдельных ионов в пластовых и конденсационных водах, на
всех месторождениях Краснодарского края в качестве показателя водопроявлений используется содержание хлорид-иона в извлекаемой с газом воде. За 35-летний период использования гидрогеохимического метода контроля доказана его простота, оперативность, надежность, малая стоимость и, самое главное, высокая информативность. В совокупности с другими методами контроля гидрогеохимический метод позволяет решать следующий комплекс задач: I) фиксировать начало обводнения скважин и проявление упруговодонапор-ного режима; 2) контролировать динамику обводнения скважин;
3) отождествлять смеси вод и различать тип обводнения скважин;
4) уточнять положение газо-водяного и водо-конденсатного контактов и контуров; 5)контролировать прохождение конденсатных оторочек через забои скважин и определять их размеры; 6) намечать во-доопасные направления, прогнозировать обводнение отдельных скважин и вносить коррективы в процесс разработки месторождения;
7) следить за степенью очистки и осушки призабойных зон скважин;
8) дифференцировать извлекаемые количества газа и воды из отдельных горизонтов при их пакерной или совместной эксплуатации;
9) контролировать качество ремонтно-изоляционных работ; 10) оценивать минерализацию остаточной воды.
Гидрогеохимический метод контроля позволил изучить динамику внедрения пластовых законтурных вод в газоконденсатные залежи и подтвердить правильность высказанных еще в 1946 г. И.Н.Стри-жовым и И.Е.Ходановичем предположений о том, что скорости продвижения пластовых вод в газовые залежи в процессе их разработки должны уменьшаться. На примере фактического материала, полученного по Ленинградскому и Челбасскому газоконденсатным месторождениям, показано, что на начальной стадии их разработки темпы внедрения пластовых законтурных вод возрастают, затем начинают снижаться. Гидрогеохимический метод контроля позволил определить скорости внедрения пластовых законтурных вод в отдельные пласты и пачки пластов на Ленинградском, Челбасском газоконденсатных месторождениях, на газоконденсатном месторождении Хасси Р'Мель в Алжире (в основном по данным бурения новых скважин), на Староминском месторождении. На Ленинградском месторождении скорости продвижения фронта вытеснения изменялись от 1,8 сл^сут до более 80 см/сут. По высокопроницаемому пласту 2а средняя скорость внедрения пластовых вод за 15-летний период разработки достигла
78,2 снесут, средняя скорость подъема газо-водяного контакта составила 9,1 см/сут. На Челбасском месторождении "скорости продвижения фронта вытеснения изменялись от 30 до 160 см/сут, а скорости подъема контакта газ-вода находились в пределах 2-6 см/сут. На месторождении Хасси Р'Мель средние скорости подъема газо-во-дяного контакта по пласту С в северной эксплуатационной зоне составили 0,71 - 1,20 см/сут. На Староминском месторождении скорости перемещения контура газоносности колеблются в широких пределах, от 5 до 790 см/сут, что обусловлено наличием в -разрезе большого числа продуктивных пластов с различной проницаемостью.
Впервые определены факторы, тормозящие продвижение пластовых вод в залежи и снижающие темпы их внедрения. К ним относятся: I) изменение темпов отбора газа из залежей; 2)защемление газа и оставление газовых целиков за фронтом вытеснения; 3) сопротивление образующейся конденсатной оторочки перед фронтом вытеснения; 4) расширение защемленного газа за фронтом вытеснения; 5) уменьшение сечения поро'вых каналов за счет увеличения вертикального эффективного напряжения при снижении пластового давления; 6) перенос глинистых частиц водой и засорение ими сужений поровых каналов; 7) выделение газа в свободную фазу из пластовой и остаточной вод; 8) добыча пластовой воды; 9) увеличение гравитационного сопротивления по мере подъема контакта; 10) увеличение размеров зоны вытеснения; II) тормозящее действие "гидрофобной среды при частичной гидрофобизации порового пространства ретроградным конденсатом; 12) выпадение солей в приконтурной зоне при взаимодействии пластовой и остаточной вод.
Показано также, что при разработке пластовых газовых и га-зоконденсатных месторождений с упруговодонапорным режимом наблюдается сложный механизм одновременного продвижения в оставшиеся газонасыщенные зоны контурных вод и защемленного газа, обособившегося в гомогенную свободную фазу за счет коалесценции газовых пузырьков, расширение которых происходит в результате снижения пластового давления и интраиспарения воды. В обводненных зонах газовых и газоконденсатных месторождений пузырьки газа ускоренно сегрегируют в кровлю пласта в результате возрастания влагонасы-щенаэсти парогазовой смеси. Впервые выполнена оценка влияния водяного пара на ускорение сегрегации защемленного водой газа в виде пузырьков, оставшихся в капиллярах и тупиковых поетх в зоне
обводнения. Экспериментирование выполнено на имитационной математической модели. Моделирование проводилось с помощью уравнения состояния реальных газов с использованием зависимости сверхсжи-ыаемости и влагосодержания газа от его давления, температуры и компонентного состава (использовали состав пластового газа Мир-ненского месторовдения), 'а также сверхсжимаемости водяного пара от давления и температуры, полученные посредством обработки экспериментальных данных (Т.Хоблер, 1961 г.). Расчеты показали, что при некотором изотермическом снижении пластового давления в зоне вытеснения сегрегация газа происходит почти в два раза быстрее за счет интраиспарения воды. Возрастание температуры пласта существенно повышает скорость сегрегации газа. Следует указать на универсальность обнаруженного процесса, который присущ всем природным газам, находящимся в земной коре в различных растворах, и этот процесс должен влить на скорости протекания некоторых геолого-физических процессов за пределами месторождений/
На примере Вуктыльского газоконденсатного месторождения рассмотрен механизм водопроявлений в трещинно-поровом коллекторе. Отбор газа в подобных залежах приводит к опережающему извлечению его из трещин и возникновению перепада давления между матрицей и трещинами и частичному вытеснению поровых вод в трещины. На рассматриваемом месторождении в трещины поступало 5,6*106 м3 минерализованных Хоровых вод, что достаточно для водопроявлений в скважинах, аналогичных водопроявлениям при обводнении скважин контурной водой в пластовых залежах.
Упруговодонапорный режим существенно осложняет разработку газовых и газоконденсатных месторождений, в особенности многопластовых, на которых из-за различия проницаемости пластов внедрение воды носит избирательный характер. На основе результатов детального изучения характера и степени обводнения залежей Ленинградского месторождения автором совместно с П.Т.Шлыглей, Г.В.Рассохиным, И.А.Леонтьевым были сформулированы рекомендации по регулированию продвижения пластовых вод в многопластовые залежи. Шло применено комбинированное вскрытие продуктивного разреза на Челбасском, Староминском, Кущевском, Крыловском и других месторождениях Западного Предкавказья, позволившее осуществлять опережающий отбор УВ по системе снизу - вверх, что привело к некоторому повышению углеводородоотдачи по большинству местороаде-
ний.
В четвертой глава рассмотрены геолого-физические предпосылки для извлечения части остаточной нефти и рассеянных жидких УВ из многопластовых газоконденсатных месторождениях, разрабатываемых как на режиме истощения, так и с закачкой различных агентов.
Продолжительное время главной базой энергопроизводства будут оставаться нефть, природный газ, уголь, в связи с чем весьма актуальной является проблема повышения углеводородоотдачи открытых и перспективных месторождений. Известно, что осадочные породы содержат огромные количества рассеянной микронефти, оцениваемые в 77,5'Ю*2 т (Н.Б.Вассоевич, 1981 г.). В залежах УВ также сконцентрированы значительные ресурсы рассеянных жидких и газообразных УВ; к ним мы относим остаточную нефть в газоконденсатных залежах, образовавшихся в результате переформирования нефтяных месторождении (И.В.Высоцкий, 1979 г.), а также жидкие УВ газоконденсатных месторождений с насыщенными пластовыми смесями, аналогичными месторождениям Западного Предкавказья.
В конце 50-х годов впервые на наличие остаточной нефти в газоконденсатных месторождениях Азербайджана указал А.Г.Дурми-шьян. Позже исследованиями Н.Г.Куликовой, Е.П.Шишениной, С.В.Бо-гуш, Е.С.Ларской, С.П.Максимова, А.Г.Колосова с соавт., О.Ф.Дементьевой, В.И.Петренко, Л.А.Ильченко была обнаружена остаточная нефтенасыщенность в газоконденсатных месторождениях Краснодарского края; Оренбургской области, Украины, Средней Азии, Западной .Сибири, Алжира. По результатам исследования на кернах средние величины остаточной нефтенасыщенности изменяются от 11,8 % (месторождение Хасси Р'Мель) до 21,5 % (Мыльдашнское месторождение). В отдельных пластах нефтенасыщенность достигает 40-58£.
Исследования под микроскопом шлифов пород различной проницаемости нижнего мела и юры (сделано 16 цветных снимков шлифов), слагающих разрезы продуктивной части 9 газоконденсатных месторождений Кубани, а также химико-битуминологические и люкинесцентно-битуминологические исследования 142 образцов кернов из 46 разведочных площадей Западного Предкавказья, выполненные под руководством Е.С.Ларской во ВНИГНИ, выявили следующую закономерность. Высокопронлдаемые коллекторы, обладающие максимальной газонасы-
¡ценностью, содержат в порах незначительное количество битумовдов и жидких УВ. Содержание Оитумоидов и жидких УВ в низкопроницаемых глинистых алевролитах значительно увеличивается, а прослои известняков и глин зачастую бывают полностью окрашены в бурый и коричневый цвет из-за большого количества органического вещества, а также продуктов его преобразования, часть из которых отвечает признакам микронефти. Полученные результаты согласуются с данными по другим газодобывашцим районам СНГ и мира. Следовательно, в низкопроницаемых разделах содержится оольшое количество жидких УВ. На примере Ленинградского месторождения выполнена оценка количества рассеянных жидких УВ. Д.В.йабревыы, Е.С.Ларской, Г.И.Носовым с соавг. (1368 г.) было установлено, что в нижнемеловых отложениях Западного Предкавказья среднее содержание хлороформенного битумоида составляет 0,086 мае. % на породу, а содержание УВ достигает 50$ от битумоида. Расчеты показали, что для Ленинградского месторождения на I м3 пластового газа приходится 121 г рассеянных жидких УВ. Это больше, чем потенциальное содержание конденсата в пластовой смеси, равное 41 т/к3. Если принять соотношение газа и рассеянных жидких УВ, полученных по Ленингрдскому месторождению, для всех залежей, то в пределах месторождений о потенциальными запасами газа в мире, равными 536 «Ю1 м3, ресурсы рассеянных жидких УВ составят 65-10 т. Извлечение даже малой части от указанной величины позволит дополнительно получить какое-то количество невозобновляемого ископаемого топлива и химического сырья.
Рассеянные жидкие УВ из прослоев неколлекторов поступают в газонасыщенные коллекторы в жидкой и газовой фазах. £идкая фаза вытесняется в связи с возникновением перепада давления между неколлекторами и коллекторами при разработке залежей на истощение. Имеются эмпирические данные, свидетельствующие о фильтрации•огромных объемов жидких флюидов через глинистые толщи в результате возникащего перепада давления. Анализ результатов аксплуатации крупных действующих водозаборов в Москве, Киеве, Кишиневе, Полтаве, Томске, Краснодаре и в других районах показал на необходимость учета процесса перетекания воды через слабопроницаемые разделы и отжатия воды из них даже при значительной мощности этих разделов (Т.А.Плугина, 1978 г.). По результатам моделирования в центральной части Молдавии 37% ресурсов пресных вод сарматского водонос-
ного комплекса формируется за счет инфильтрации через глинистые сарматские отложения мощностью 200 м.
Свидетельством эмиграции флюидов из неколлекторов в коллекторы служат интенсивность и величины оседания земной поверхности над Северо-Ставропольским газовым месторождением (Ю.В.Терновой, К.А.Белов, 1965 г.), над нефтяными месторождениями Биби-Эйбат, Сураханы, Романы-Сабудчи-Балаханы, Гуз-Крик, Уилмингтон, Лонг-Бич, Буэна-Биста, Хантингтон-Бич, йнглвуд, Лагунильо, Бача-керо (Ю.П.Гаттеноергер, 1984 г.). Для Северо-Ставропольского месторождения были сопоставлены фактические теши и величины оседания земной поверхности с теоретически возможными с учетом сжатия только пород-коллекторов. Фактические величины в 3,3 раза превосходят теоретические, что свидетельствует о значительном сжатии слабопрсницаемых пород после эмиграции из них флюидов. Расчеты показывают: в газоконденсатных месторождениях о часто чередующимися продуктивными и непродуктивными пластами при снижении пластового давления в процесс дренирования вовлекаются большие объемы непроницаемых разделов. Так, по Майкопскому месторождению площадь соприкосновения коллекторов и неколлакгоров составляет примерно 1000 км2, и при снижении давления в залежи на 10 МПа объем непроницаемых пород, охваченных дренированием, составляет около 1-Ю9 м3 с поровым объемом Х-10 м3.
Все породы-неколлекгоры в месторождении частично насыщены газом. Детальные исследования неколлекторов месторождения Хасси Р'Мель, выполненные фирмой СШАТРАК показали, что сре-
дняя газонасыщенность составляет 2,03$ от порового объема. В охваченных дренированием неколлекторах давление понижается, что приводит к расширению газа- и частичному дополнительному вытеснению поровых растзоров в коллекторы, а также к эмиграции газа с растворенными в нем высококипящими УВ.
Газы значительно легче мигрируют через низкопроницаемые породы, нежели растворы. Лабораторные исследования фильтрации газовых растворов через низкопроницае;лы породы, включая глины, в разное время выполнялись Т.II.¿узе, Т.П.Сафроновой, Р.С.Раскиной, С.Л.Заксом, М.И.Гербер, С.Н.Белецкой, В.В.Латоновым, В.В.Кузнецовым, А.В.Сушилиным. ..Газы не только проникают через породы проницаемостью 3-10-*8 г.?, но и экстрагируют и переводят в газовую фазу высококипящие УВ и связанную воду. Следовательно, жидкие УВ могут эмигрировать из непроницаемых разделов в газовой фазе в
случае миграции газа из одного пласта-коллектора в другой пласт-коллектор через низкопроницаемый раздел как при естественном возникновении перепада давления в процессе разработки месторождения на истощение, так и при нагнетании газа в один из пластов-коллекторов. Жидкие УВ, концентрируемые в коллекторах, могут вытесняться водой к; эксплуатационным скважинам и извлекаться с добываемым газом.
Нами впервые получены промысловые данные, подтверждайте концентрацию жидких УВ различного генезиса в коллекторах газокон-денсатных месторождений и последующее вытеснение их внедряющейся в залежь пластовой водой. Феномен вымыва конденсата пластовой водой впервые был обнаружен автором работы в начале 60-х годов на Ленинградском, Старошшском, Челбасском местороадениях, первая публикация появилась в 1368 .г. (И.А.Леонтьев, В.И.Петренко, Г.В. Рассохин). Полученные данные расходились с существовавшими в то время представлениями о процессе вытеснения углеводородов типа конденсата водой, согласно которым жвижение жидких УВ может происходить при насыщенности порового пространства порядка 20$ и более. Однако объемы начальных запасов С5+ на исследуемых месторождениях таковы, что даже при 100-процентном выпадении в жидкую фазу насыщенность порового пространства не превышала бы нескольких процентов. Следовательно, напрашивался вывод о том, что вымыв жидких УВ может происходить в залежах при низком насыщении ими порового пространства. Впоследствии это было подтверждено экспериментальными исследованиями Р.М.Кондрата и М.Ы.Билецкого (1976 г.). Ими было доказано, что при насыщенности порового пространства коллекторов жидкими УЗ всего в 2,8% они вымываются водой. Однако по большинству газоконденсатных месторождений Кубани выпавшие в жидкую фазу высококипящие УВ не создавали насыщенность, требуемую для вытеснения согласно лабораторным исследованиям. Дальнейшие промысловые исследования позволили детально изучить процесс вымыва жидких УВ внедряющейся водой. Перед фронтом вытеснения формируется оторочка из смеси ретроградного конденсата, жидких УВ, частично насыщавших поровое пространство коллекторов до начала разработки, жидких УВ, эмигрировавших из неколлекторов. Прохоадение оторочки жидких УВ чешз забои действующих скважин на местороадениях Кубани четко фиксируется понижением содержания хлорид-иона в получаемой о газом воде, что обусловле-
но двойным отторжением солей из воды: при испарении и при захвате водяного пара конденсирующимися высококипящими УВ. По скорости прохождения оторочки жидких УВ через забои трех действующих скважин на Ленинградском месторождении определили размеры оторочки: в скв. I - 26 м, в скв. 4 - 37 м, в скв. 43 - 32 м.
Вымыв жидких УВ внедряющейся водой привел к повышенной по сравнению с ожидаемой по результатам исследования пластовых смесей на установке РУТ добыче конденсата по Староминскому, Чел-басскому. Ленинградскому, Каневскому, Майкопскому, Кущевскому, Кршговскому газокоаленсагнш месторождениям (рис. 2).
150 I-
о _ 8-
•з
«огг о <9 О
100
3
§ 5
П
о К
а. о о> о о
Плостобое дабление, МПа
Рис. 2. Динамика потенциального содержания конденсата в газовой фазе (I), фактического (2) и теоретического (3) выхода конденсата в зависимости от пластового давления по Староминскому и Челбасскому месторождениям.
2
Для Ленинградского месторождения были выполнены расчеты по определению дополнительной добычи конденсата за счет вымыва внедряющейся пластовой водой (а.К.Петренко, Ю.Г.Чашкин, 1975 г.). Ьа 1э-летнии период разработки в результате ретроградной конденсации высококипящих УВ в пласте образовалось свыше 1-10 м3 конденсата. Ьа счет вымыва внедряющейся водой дополнительная добыча конденсата соатавила 134-Ю3 м3.
многолетний и детальный геолого-промысловый контроль за эксплуатацией группы газоконденсатных месторождении Западного 1федкавказья, разрабатывае:.шх на истощение при упруговодонапорном режиме, позволил выделить в газоконденсатно.: залежи 5 характерных зон различное (¿лювдонасыщенности (рис. 3).
III Ш 0 •• * = о » о "о О ||
IV 11 ш % • о О • О » 1 X •< ш ж а 1 $ Р IV Ш! ш
ЕЭ. ЕЗг
Рис. 3. Формирование зон различной флюидонасыщенности на газоконденсатном месторождении с упруговодокапорным режимом, ооны: 1-призабойная зона действующей скважины, 11-текущая газо-насщеяная зона, Ш-оторочка жидких УВ, хУ-обводненная зона, У-законтурная зона, йлюиды: 1-смесь флюидов (газ, ретроградный конденсат, конденсационная вода), 2-пластовый газ, 3-оторочка ;::;;дких Уп (косая штриховка), окаймленная оторочкой из остаточной воды (залито тушью), 4-пласговая и остаточная воды с за-че:;ленаы7.и УВ, 5-законтурная пластовая вода.
МЛ > Я 1
111 Л
Отбор газа
г,П
Вынос инйаьтрата бурового расг=::а i
1?
УВ&ЩЧБКнГКЦИТИ-СКЕАЖии I
Снижение темпердту-
ры пласта i
ОМПАДЕННе ЖМЛКИЛ
ътлегодорзлоз хд
Бшие ШР»ГС:::ГС] «нагл-Л; ¡(паасшиго. дагла** ь i гср^'л пйстран-1 I коллекторе тд| ^ 'и'ЛЕггтРАЦ,^
Прямое испарение щщ
углеводородов 1д
1.11.' й |
' Уменьшение сил
|зм0ди с поролон
/51
ССТАТСч^СЛ ВОЛ*
тхгХ^т
УвЕлнченыв ео-лондсыщеннос-
тн кош к тора
(38,
Уменьшений
Иепдренне
остаточной 50лы
& Уменьшение
газонасыщенности коллек тора 1,1,а,й
^умешниЛ |вязкести ос-
.ТАТОидай во-, ды а
унжнуэ
иш коллектора хд
ЙИ'етй
поста коллектора
1,1
гтТ®—-1
■ Выделение газа из |
i остаточной воды , I_.___I
I Увеличение | ■плотности оста-.
■ точной водь! п
ЬД1__I
Снижение внутрнпо-
рового (пластового) -
Лавайшя 5 коллекторе'
От а о жен не млей I'
г|®.
¡Рост иннвра-1 IУмение ,
лнзащш ос-, вязкости ос-«
паточной во-1 паточной во-1
|АЫ___| Ш
¡Увеличение, Уменьшение ьи-,
плотности I ШНАСЫЩеННОСТИ1 •остаточной | шалехтора 1,1 i
«'Увеличение газона* сыщенностм шин 1 тора ii__(
5?
Возникновение тепи-
да давления между газонасыщеннор и законТУРНОЙ ЗОНАМИ
,53
Вытеснение'остаточной 60ды
о ^
Внедрение контурных вод в залежь
деса^з газа г
Г-?..'!- -■(_
пе?=нх жидких
в рас-
1г:>>-]М СОСТОЯНИИ £ хг'лвлтор 1,1 дйд
—ПГ-- _
вытеснен^ загз-удпз ЙЗ некоАЛгдтоиа
1221
Увеличение еершщ-ного нлпряжения на скелет породы
сгёйсс*
тм г;ао151Д£ПЗ ■
ПОТОКА ГАЗА В ЛиФТВ
АМЛ.'Ш КОНДЕНСАЦИОННОЙ" ВОДЫ I
ЛЕКТОРА и ПРИ-легмощих ПЛАСТОВ неколлЕктд-РОВ 1,1,0,5,1
Уменьшение
порового пространства пород 1д,1,®д
Смешена к:,г| . РА25Ухлк«е" | ДеНСАЦйОННЙ ! «иаТИОРИАЛА-, И ОСТАТОК
НАкопленив жидких продуктов
Резкое умень-
ПРИТОКА ГАЗА В_ СКВАЖИНУ 1
'взмиодш-! |Смятие IУхудшение | пАСтичное |
вне пргс^ои . пауатацион- . проницаемос-, «или полное ,
водысшт-1 |нои колода! 1тн коллекто-1 I разрушена I
МОРШрИТСН] ^ 1 J ^РА I J [КВЩКША I]
Увеличение водонАСышен-ности коллекторАтдд.й
Вытеснение флюидов из некОААШОНПШШ
уменьшение газонасыщеняхти коллектоРА тд,ш,й
Увеличение конденсАтонАГыщен-НОСТИ КОЛЛЕКТОРА
г-®
ОБРАЗОВАНИЕ ОТОРОЧКИ ■ ОСТАТОЧНОЙ ВОДИ в
Вытеснение жидких углеводородов
I
&
о'мшшв оторочки жидких углеводородов i
Приток воды изьолее погруженных частей в0д0на00р ной системы
—(§)----
.РОСТ тбмпврапры-пт-1 ~—]ТА ^__|
ж
Смешение остаточной и
ПЛАСТОВОЙ еод
Частичное или полное РАЗРУшение пааста
■¡-Ш-Г
«Вытеснение осты
|точной водыа.Ш) г@__|
! ОБРАЗОВАНИЕ ОТОРШН ¡КИ ОСТАТОЧНОЙ ВОАЬу
_(§)_
Выделение газа из остаточной и пластовой вод и
___1*2X1__.
(Переход глинистых частиц! I в дисперсное состояний
----г:—1
^Перенос глинистых час-1 |ТИЦ ПМААСТУ П —] ч
Закупорка поровых каналм!
м.
ЗАщемление газа и
Смешение
гу ГАЗОВ
/731
Снижение фазовом
проницаемости для воды (v
ГтоХ
Р а сширенн е газа а гравитационно? раэ- леление газа и воды
69) ГтГ»
Образована целиков газа И Первток^газа вверх по на11шт06/ш)
По мере продвижения контурных вод в залежи оторочка жидких УВ увеличивается в размерах за счет вымыва все новых порций ретроградного конденсата, и в случав смыкания контуров газ-вода возможно формирование зон повышенной конденсатонасыщенности, частичное извлечение конденсата из которых специальными скважинами может поывсить конденсатоотдачу залежей.
Предложены методы по разработке многоплаотовых газокон-денсатных месторождений, позволяющие одновременно извлекать ретроградный конденсат с остаточной нефтью из коллекторов и рассеянные жидкие УВ из неколлекторов.
Разработка газоконденсатного месторождения на истрщение при упруговодонапарном режиме вызывает проявление целого ряда взаимообусловленных геолого-физических и геохимических процессов в залежи (рис. 4), описание которых дано в диссертации. На рис. 4 в прямоугольниках,• очерченных сплошными линиями, приведены процессы, оказывающие значительное или зачетное влияние на разработку месторождения. В каждом из прямоугольников показаны зоны (см. рис. 3), в которых проявляется процесс.
Приведенная схема происходящих в газоконденсатной зялежи процессов позволит специалистам, осуществляющим геолого-промысловый контроль за разработкой месторождений, своевременно и правильно интерпретировать динамику различных параметров по скважинам и залежам, устанавливать оптимальные технологические режимы.
Пятая глава посвящена фазовым превращениям в парогазовых и парогазоконденсатных смесях. Основное внимание уделено изучению влияния паровой фазы воды, являющейся составной частью всех природных- скоплений углеводородных и кислых газов, на фазовые превращения пластовых смесей.
Различные аспекты данной проблемы рассматривались в работах З.С.Алиева, А.И.Брусиловского, А.И.Гриценко, Г.Р.Гуревича, С.Н.Закирова, Г.А.Зотова, В.В.Колодия, А.А.Карцева, Ю.П.Корота-ева, И.А.Леонтьева, А.Ю.Намиота, В.Ф.Перепеличенко, Г.В.Рассохина, М.З.Рачинского, Г.С.Степановой, Б.И.Султанова, А.И.кирковско-го, Д.Л.Катца, Р'.Кобаяши, Д.Корнелла, Б.С.Крафга, М.Ф.Хокинса и других исследователей. Дальнейшее изучение фазовых превращений в парогазовых смесях открывает пути познания некоторых механизмов миграции природных газов, взаиморастворимости газов и воды. Затрагиваемая проблема приобретает особую актуальность ввиду
все возрастающих глубин залегания вновь открываемых залежей с жесткими термобарическими условиями.
Выше уже отмечалось, что по мере увеличения пластовой температуры возрастает доля водяного пара в пластовых парогазовых и парогазоконденсатных смесях, и его следует учитывать при определении прогнозных запасов газа на сверхбольших глубинах. Однако для качественного контроля за разработкой месторождений рекомендуется определять содержание влаги во всех газовых залежах. Предлагается при подсчете начальных запасов газа, в особенности высокотемпературных газовых и газоконденсатных залежей и газовых шапок нефтяных месторождений, а также залежей с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа, вводить поправку на присутствие паров воды в пластовом газе
Я-Рд-Т,
Че=т~7-р -И-*«). (2)
'д * го .
где уЬс - запасы углеводородов в газовой фазе, - поровый объём, занятый парогазовой смесью, р - пластовое давление, Тд - стандартная температура, тй - пластовая температура,
г - коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях, п - содержание паров воды в пластовой парогазовой смеси, мольная доля.
В табл. 3 приведены результаты подсчета начальных запасов углеводородов ("сухой" газ с высококипящими УВ) и воды в газовой фазе для 10 реальных я для 3 гипотетических высокотемпературных месторождений.(для удобства'в сопоставлении залежей запасы паро-газрвых смесей'приняты 100 «Ю9 м3).
В процессе разработки 'газовых месторождений происходит изотермическое снижение пластового давления и влагонасыщенность парогазовой смеси возрастает, в связи с чем реальная величина остаточных запасов газа может еще больше зависеть от содержания водяного пара. Так, на Мирненском месторождении при текущих термобарических параметрах (Р=4 МПа, Т= 143°С, пласт II) количество водяного пара в остаточном пластовом газе возросло до 10 мол. %.
Автор данной работы приходит к выводу, что для газоконденсатных месторождений необходимо определять следующие текущие коэффициенты, характеризующие эффективность их эксплуатации: угле-водороотдачи - отношение объема добытых УВ ("сухой" газ и высо-
кокипящие УВ) к начальним запасам УВ, первичной флюидоотдачи -отношение объема добытой первичной парогазоконденсатной смеси к её начальным запасам, вторичной флыидоотдачи - отношение объема всей добытой парогазоконденсатной смеси (с учетом дистилляционной воды) к "начальным" запасам вторичной парогазоконденсатной смеси (начальные запасы первичной парогазоконденсатной смеси плис влага, образовавшаяся при испарении остаточной воды).
Таблица 3
Месторождение Начальные пластовые условия Соотношение углеводородов и пара. млрд. м"
т, °с - Р, МПа углеводороды пары воды
Оренбургское 32 19,94 99,96 0,04
Шебелинское, СШ 55 24,04 99,91 0,0' 9
Вуктыльское 62 36,3'0 99,89 0,11
Хасси Р'Мель 90 30,5Г 99,74 0,26
Крыловекое 9Г 24,58 99,51 0,49
Березанское НО 27,70 99,14 0,86
Ван Гарбрак 136 48,72 98,88 Г,12
Шатлык Восточный 137 36,10 98,64 1,36
Мирненское 143 24,96 97,75 2,25
Арун 178 49,0 94,1 5,9
Гипотетическое 250 105 91 9
Гипотетическое 300' 126 72 28
Гипотетическое 345 138 17 83
Несмотря на наличие значительного числа инструкций и руководств по исследованию газоконденсатных скважин и смесей, в большинстве из них до настоящего времени не рассматривается паровая фаза воды как неотъемлемая составная часть пластовых смесей.В связи с этим потенциальное содержание (удельное) конденсата определяют как отношение полученного объема (или массы) к объему углеводородной смеси, ошибочно принимая последнюю за пласговый газ, что приводит к получению завышенной по сравнению с истинной величины конденсатного фактора. Во избежание ошибок при подсчете начальных запасов .конденсата необходимо учитывать водяной пар.
Самопроизвольное и постоянное испарение остаточной воды при разработке газовых и газоконденсатных месторождений приводит к возрастанию доли водяного пара в смеси и его парциального.-дав-
ления. Отсюда вытекает исключительно важный вывод: по мере отбора флюидов из залежи, разрабатываемой при газовом режиме, пластовое давление будет снижаться, , приближаясь к давлению насыщенного водяного пара при температуре пласта. Минимальное давление в залежи будет равно давлению насыщенного пара и будет оставаться постоянным до тех пор, пока в поровом пространстве будет, остаточная вода (рис. 5). На рис. 5 стрелкой II показано снижение давления в нижнемеловой залежи Мирненского месторождения от начала разработки по 31.12.1983 г. Кривая III отображает возрастание мольной доли паров воды в парогазоконденсатной смеси той же залежи. При дальнейшей разработке месторождения в случае снижения пластового давления до кривой равновесного пара I доля водяного пара будет возрастать-и в пределе достигнет 100 % (точка "а"). Для месторождений Мирненское, Арун, Дип Лейк минимальные пластовые давления соответственно равны 0,37 МПа, 0,96 МПа, 1,35 Ша. Дня газовой залежи с температурой 250°С минимальное пластовое давление составит 4,0 МПа. Современными техническими средствами можно понизить давление в изолированных залежах (например, в отдельных блоках, изолированных тектоническими нарушениями), при этом газоотдача достигнет 100 %, а в поровом пространстве останется водяной пар (зона "Б" на рис. 5). Заключительным этапом разработки высокотемпературного газового месторождения может быть добыча низконапорного пара, который можно использовать в качестве массо- и теплоносителя, а после конденсации - в виде низкоминерализованной воды. Водяной пар можно добывать продолжительное время ввиду значительных объемов остаточной воды на большинстве месторождений.
Следует указать на весьма важную особенность фазового перехода остаточной воды в пар на газоконденсатном месторождении. Водяной пар в качестве составной части пластовой смеси обусловливает увеличение конденсатоотдачи в результате следующих трех факторов: I) возрастания общего объема оставшейся в пласте парогазоконденсатной смеси за счет испарения воды, 2)"поддержания" пластового давления на величину парциального давления водяного пара, 3) предполагаемого предпочтительного растворения высококи-пящих УВ в водяном паре. Дополнительная добыча конденсата по Мир-ненскому месторождению только за ачет первого (¿актора составила нескольких десятков тысяч тонн.
Рассмотрен приближенный вариант разработки изолированной
Мольная до«я пороб Воды В гам Мирмн-ского ГКМ
Рис. 5. Начальные термобарические условия в газовых и газоконденсатных залежах и динамика мольной доли водяного пара в парогазоконденсатной смеси Мирненского газоконденсатного месторождения в процессе его разработки. Кривые: I - насыщенного водяного пара, II - динамики пластового давления в нижнемеловой залежи Мирненского месторождения, III - изменения мольной доли водяного пара в пластовом газе Мирненского месторождения. Зоны фазового состояния воды: А - в чистом виде жидкость, в смеси с газом пар, Б - только пар. Точка "а" соответствует давлению насыщенного пара для Мирненского месторождения (в поровом пространстве залежи будет только водяной пар). Месторождения: I-Арун, 2-Мирненское (залитый кружок соответствует термобарическим условиям в залежи на I.Ol.1984г.), З-Хасси Р'Мель, 4-Астраханское, 5-Каневское, 6-Левинградокое, 7-Долинное, 8-Лебединское, 9-Солдатско-Сгепновское, 10-Комсо-мольское, II-Карачаганакское, 12-Битковское, 13-Бешкульское, 14-Зачепиловское, 15-Качановское, 16-Русский Хутор, 17-Лейк-Артур, 18-Торнуэлл, 19-Белл Айл, 20-Гранд Айл,_21-Вермилион, 22-Еайю Шевреил, 23-Уэст-Камерон, 24-тибодо, 2э-Торнуэлл, 26-Кейлу-Айленд, 27-Дип Лейк, 28-Торнузлл, 29-Дип-Леик.
газовой залежи с начальными запасами парогазовой смеси 100-ItA3
q о Q -э
(89-10 м метана и II-10 м° водяного пара) с годовым темпом отбора газа 9,4 $ (со 2-го года). К началу 12-го года разработки достигается 100-процентная газоотдача, в дальнейшем возможен продолжительный отбор высокотемпературного пара низкого давления при постоянном пластовом давлении, равном 4,0 Ша. К концу 20-го года разработки "пароотдача" составит 542 % (по отношению к начальным ресурсам водяного пара II.Ю9 м3). Принимая концентрацию йода в извлекаемом паре аналогичной его средней концентрации в конденсационной воде, получил возможную добычу этого элемента с водяным паром, равную 4,1 т/год. С водяным паром, кроме йода, ежегодно будет поступать более 100 т различных химических элементов. Годовой экономический эффект 'от дополнительной добычи газа при снижении пластового давления от среднестатистического давления забрасывания до давления насыщенного пара и добычи пара низкого давления составит 3,3 млн. руб (в ценах середины 80-х годов).
Большое значение приобретают исследования массопереноса веществ пластовыми парогазоконденсатными смесями для целей повышения компонентоотдачи газоконденсатных залежей и изучения механизмов газофазного массопереноса веществ в земной коре. Следует указать на особенности объектов исследования в виде парогазокон-денсатных смесей: I) газоконденсатные месторождения открыты на различных глубинах в широком диапазоне давлений (5-1000 Ша) и температур (20-250°С), что позволяет изучать газофазный' массопе-ренос в различных 'термобарических условиях; 2) вследствие преобразования гомогенной парогазоконденсатной смеси в трехфазную систему (углеводородный и водный конденсаты и "сухой" газ) возможно изучение газофазного массопереноса при фазовых превращениях;
3) по сравнению с битумоидами, нефтями и водами, которые могут обогащаться микроэлементами за счет вмещающих пород, углеводородный и водный конденсаты обладают особой "чистотой", т.к. в пластовых условиях они представлены газовой фазой; и поэтому их микрокомпонентный состав характеризует растворимость химических элементов в парогазвых смесях при термобарических параметрах пластов;
4)парогазоконденсатные смеси представляют собой различные соотношения углеводородных и кислых газов, что позволяет изучать растворимость химических элементов в различных по составу газах;
о) непрерывные геохимические исследования парогазоконденсатных
смесей в условиях изотермического снижения пластового давления, достигающего десятков ЫПа, ведутся продолжительное время, что позволяет изучать газофазный массоперенос первичной смесью при различных давлениях; 6) полученные при исследовании природных паро-газоконденсатных смесей данные обладают хорошей достоверностью и высокой информативностью, поскольку любой измеряемый параметр является интегральным показателем влияния огромного числа природных факторов.
Впервые сопоставлены концентрации ряда химических элементов в законтурных пластовых и в конденсационных водах (от 12 до 101 определения для различных элементов), в конденсатах (от 7 до 32 определений) и в нефтях (сотни определений). Концентрация многих элементов в нефтях выше'таковой в конденсатах, но ниже, чем в конденсационных водах. В случае одинакового по массе содержания в парогазоконденсатной смеси высококипящих УВ и водяного пара суммарная средняя концентрация большинства элементов в конденсатах и конденсационных водах значительно превышает средние величины концентраций тех же элементов в нефтях. Сопоставление величин суммарной концентрации одних и тех же химических элементов (на, к, Сг, Мп, Ре, Са, N1, Си, Ъп., С1, Вг, I ) . в конденсатах, конденсационных водах, нефтях и законтурных водах дало следующие соотношения: I :' II : 2,4 : 4604. Таким образом, концентрация указанных химических элементов в единице массу водяного пара в II раз превышает их концентрацию в высококипящих УВ, по сравнению с последними концентрация тех же элементов в нефтях в 2,2-2,6 раза больше. Концентрация химических элементов в пластовых водах может колебаться в очень широких пределах.
Обращает на себя внимание присутствие в значительных количествах металлов в водяном паре. По сравнению с термами складчатых областей СНГ в водяном паре газоконденсатных залежей больше (мае. %): Си - в 188,5; Н1- в 58,9; Са - в 15,7; Со- в 12,2; 'Сг - в 4,5; гп - в 2,3; ва - в 2,0; Ре - в 1,9 раза. Высокие концентрации ряда химических элементов в газовой фазе обусловлены скорее всего переходом в пар легколетучих комплексных соединений с органическими лигандами. По содержанию в конденсационных водах элементы можно разделить на 4 группы (мае. I) с относительно высокой (100-Ю-5 - 500.10~5)-на, К,*Ме, Са, Ре, С1, Вг"; ■2) с повышенной'(10-Ю'"5 - 100'-1б"5)- Эг, Ва, Мп, Си, гп, I ;
3) о небольшой Ц-10"5 - Ю-Ю-5)
4) о низкой (0.1-Ю-5 - 1-ГО"5)
Ы, Со, N1, А1, ва, Б1;
концентрацией - Сг.
По изученным пробам конденсационных вод (в большинстве случаев по каждому элементу выполнено 54 и более определений) концентрационный рад химических элементов, растворенных в парах 30ДЫ, следующий: Ре , Вг, С1, Иа, Са, Мв, К, X, Си, гп, Мп, 31, Эг, Ва, A1.N1, Ы, Со, Са, Сг.
При допущении, что в пласте парогазоконденсатная смесь находится в фазовом равновесии с остаточной водой; аналогичной по химическому составу исследованной пластовой законтурной воде, летучесть химических элементов представлена следующим рядом: Си, I, Ре, Вг, А1, N1, 81, Сг, Мп, Со, гп.Мв, Йа, Са, Ы, Зг,Ва,На,С1.
Полученные результаты имеют принципиальное прикладное и научное значение. Во-первых, они свидетельствуют о необходимости ■ комплексной переработки пластовых смесей газоконденсатных месторождений с извлечением ряда ценных металлов, во-вторых, указывают на способность парогазовых смесей осуществлять массоперенос в газовой фазе многих химических элементов.
Впервые изучено влияние интраиспарения воды в пузырьки выделившегося из жидкости газа ¿а давление насыщения этой жидкости газом. Расчеты выполнялись на имитационной математической модели, которые свидетельствуют о значительном увеличении давления насыщения в результате заполнения пузырьков газа влагой (рис. 6).
Рис. 6. Приращение Р углеводородной жидкости (недрть, конденсат) газом при интраиспарении воды в пузырьки выделившегося газа в зависимости от давления насыщения Р„ этой же жидкости без водяного пара пси температурах 250 С Ш, 1оО°С (2), 100в6 (3), 50 С (4).
Л Р, МПа
20 Рн.МПа
По-видимому, в поровом пространстве пород, частично насы-
щенном водой последняя влияет на процесс выделения газа из углеводородной жидкости уже на стадии образования зародышевых пузырьков, повышая давление выделения их в свободную фазу.
В работе впервые дано описание механизма сопряженной ретроградной конденсации высококипящих УВ и паров воды в поровом пространстве газоконденсатного месторождения. А.И.Гриценко ещё в 1964 году наблюдал сопряженную ретроградную конденсацию УВ и водяного пара, однако в природных условиях этот процесс не был зафиксирован. При комплексных исследованиях скважин на Ленинградском, Староминском и одном из зарубежных месторождений получены данные, подтверждающие двойной ретроградный процесс. На 14 режимах исследования скв. 30 Ленинградского месторождения в среднем на 1000 м3 сконденсировавшихся высококипящих УВ конденсировалось 886 м3 водяного пара, несмотря на то, что изотермическое снижение пластового давления приводит к обратному процессу - испарению остаточной воды. Аналогичные результаты были получены по скв. IV Староминского месторождения и четырем скважинам месторождения Хасси Р'Мель.
В газоконденсатной залежи, разрабатываемой на режиме истощения, происходят- следующие фазовые переходы флюидов (рис. 7). До начала эксплуатации смесь содержит эвапоригенную влагу, изотермическое снижейие пластового давления обусловливает возрастание влагонасыщенности смеси за счет испарения остаточной воды (баро-эвапорационная влага). Конденсирующиеся высококипящие УЗ гидрати-руются парообразной влагой и для покрытия дефицита влаги в пластовой смеси происходит дополнительное испарение остаточной воды (эпиэвапорационная влага). Под воздействием гравитации гидратиро-ванные глобулы конденсата концентрируются в подошве пласта в виде эмульсии обратного типа. Происходит своеобразный круговорот воды в поровом пространстве: по мере снижения пластового давления все большее количество остаточной воды, пройдя через паровую фазу, превращается в ультрапресный конденсат.
На современной стадии изученности сопряженного ретроградного процесса можно утверждать, что количество гидратационной воды в единице объема конденсирующейся жидкости зависит от соотношения в смеси высококипящих УВ и водяного пара, термобарических параметров залежи, типа газа-носителя (углеводородные или кислые газы), времени гравитационного осавдения глобул конденсата из газовой фазы.
о © о о о эооо@оооэооо@о ® о о о @ о о о ® о о о о о о о зо о о оо@оооэооо@оооэооо@
ОЭОООФОООЭОООЭОООЭОО @ООО0ООО@ООО@ООО@ОО
оооэооо®оооэроо® о ооз о@оооэооо@оооэооо@о
Г~0~|| Г» |г ЦЩз
к
8
® 4 ^ 5
Рис. 7. Схема механизма сопряженной ретроградной конден-сацаи высококипящих УВ и паров воды в газоконденсатной залежи.
I - парогазоконденсатная смесь до начала разработки залежи,
II - разовые переходы в парогазоконденсатной смеси при разработке залежи. Флюиды: I - "сухой" газ, 2 - высококипящие УВ в газовой фазе, 3- эвапсригенная влага, 4 - бароэвапорационная влага, 5 - эпиэвапорационная влага, 6 - конденсат, 7 - вода гидратации, 8 - гидратированная глобула конденсата, 9 - водо-конденсатная эмульсия, 10 - остаточная вода. Малыми стрелками показано образование глобулы конденсата и её гидратации всеми видами паровой ¿азы воды; стрелками вниз от глобулы жидкости показано её гравитационное осаддение; стрелками вверх от воды показано ее испарение из-за снижения пластового давления, а также для покрытия дефицита влаги, образующегося из-за гидратации УВ.
Шестая глава посвящена изучению влияния разработки газовых и газоконденсатных месторождений на недра и окружающую среду.
Добыча и использование основных нево^зобновлягмых источников энергии (нефти, газа и угля) оказывают значительное негативное влияние на недра и окружающую среду. Суммарный объем ежегодно извлекаемых аз недр нефти, угля, попутных вод и пустой породы сопоставим^ объемом твердых (застывшая лава) и жидких веществ, поступающих на земную поверхность в течение года при вулканических извержениях, а объем ежегодно добываемых природных газов превосходит объем выделяющихся газов при вулканических извержениях. Природные газы содержат значительное количество химических элементов и конденсационной воды. В 1981 г. было извлечено 3,8-Ю6 м3 конденсационных вод, в 1990 г. примерно 5-Ю6 м3, в 2000 г. ожидается извлечь 6-10 .м3 конденсационных вод. В послед-, них, как правило, присутствуют фенолы, и в случае попадания вод в природные водоемы могут быть приведены в негодность огромные объемы воды.
Извлечение из земных недр газа, нефти и воды обусловливает оседание земной поверхности над разрабатываемыми месторождениями. Оседание земной поверхности приводит к негативным последствиям: смятию обсадных колонн в скважинах, повреждению наземного оборудования, подтоплению объектов грунтовой водой, затоплению территории в прибрежных районах. Проблему оседания земной поверхности над разрабатываемыми залежами изучали Ф.А.Требик, В.АЛерных, Г.А.Зотов, Ю.П.Гаттенбергер, О.В.Куренков, И.В.Гармонов, А.А.Ко-ноплянцев, Ф.В.Котов, Ю.В.Терновой, Л.А.Кльченко и другие исследователи. Созданы программы для ЭВМ по определению величин оседания земной поверхности над разрабатываемыми месторождениями углеводородов (В.АЛерных, 1991 г.).
Оседание земной поверхности над залежами обусловлено сжатием пород-коллекторов и пород-неколлекторов в результате возрастания вертикального эффективного напряжения при снижении пластового и порового давления. Оседания поверхности могут быть весьма значительными, иногда они достигают нескольких метров от начального уровня. В работе дана упрощенная методика оценки величины оседания земной поверхности над разрабатываемыми месторождениями жидких и газообразных полезных ископаемых на стадии проектирова-дия их эксплуатации. Методика апробирована на Северо-Ставрополь-
ском газовом месторождении (В.И.Петренко, Л.А.Ильченко, 1983 г.), на котором дважды осуществлялось высокоточное нивелирование земной поверхности. На рассматриваемом месторождении за 23 года разработки за счет^сжатия пород поровый объем коллекторов уменьшился на 70,3'10° м3, или на 1,47 %, в то же время поровый объем неколлекторов сократился на 200,5-Ю6 м3, или на 4,81 %. Максимальное оседание земной поверхности составило 92,1 см.
В работе рассматривается также проблема воздействия разработки газовых месторождений на недра через сопоставление скоростей осуществления некоторых природных и техногенных процессов. В частности, сопоставлены темпы возрастания вертикального эффективного напряжения на скелет породы при разработке месторождений и седиментогенезе.
Для эксплуатации большинства газовых и газоконденсатных . месторождений на режиме истощения характерным является значительное снижение пластового давления, достигающее десятков МПа за 10-40 лет. !
Начальное вертикальное эффективное напряжение на породу можно оценить из выражения
' - <3)
где ё -вертикальное эффективное напряжение, -вертикаль-
ное геостатическое давление, Ро -начальное пластовое давление.
Вертикальное геостатическое напряжение определяется так 0,23 Н0. ( 4 )
Здесь но - глубина до залежи.
Возрастание вертикального эффективного напряжения соответствует снижению пластового давления в залежи
р0 - Р • < 5 >
где р - текущеее пластового давления.
При разработке газовых месторождений возрастание вертикального эффективного напряжения можно принять равным увеличению геостатического давления при опускании ловушек с залежами на соответствующие глубины за геологическое время.
Условная глубина до залежи н , соответствующая текущему вертикальному эффективному напряжению, может быть найдена из выражения
Разница между условной и реальной глубинами до залежи дае; условное погружение ловушки. Приняв за среднюю скорость оаадкона-копления I г^40 гос. лет, определяют геологическое врем, за которое образовалась бы толща озадков, соответствующая условно;: глубине погружения ловушки с залежью
1;с = 0.04.106 ДН . ( 7 )
Отсюда легко определить ускорение возрастания вертикального эффективного напряжения е результате техногзнного воздействия
к„
( а )
На рис. 8 и в табл. 4 приведены результаты выполненных расчетов для 20 реальных месторождений.
« асбмиц», ипв
го_зо <о_ю во то ао »о «сю
в ,
3
0 Фоытчкмя гц||ч» *
С
Рис. 8. Изменение вертикального эффективного напряжения
1а породу в газовых и газокондеясатных месторождениях СНГ.
'¡есторождения: I -Сенгилеевское, 2 -Спиваковекое, 3 -Северо-Сгав-
хшольское, 4 -Ладожское, 5 -Кудевское, 6 -Еебелинское, 7 -Орен-
>ургское, 8 -Каневское (нижний мел), 5 -Кондрашевское, 10 -¿¡фре-
ювекое-, II -Ленинградское, 12 -Вуктыльское, 13 -Челбасское,
.4 -Майкопское (II гор.), 15 -ыирненское (II гор.), 16 -Креств-
(енское, 17 -Мелихозское, 18 -Некрасовское, 19 -Восточный шатлык, :0 -¿Обилейное.
Таблица 4
Ускорение возрас*ания вертикального эффективного напряжения при разработке месторождений СНГ
Индекс Месторождение Глубина Геоста- Пластовое давление,
место- до зале- тическое МПа
рожде- жи, м давление,
ния ¡На начальное текущее
но Го р
I 2 3 4 5 6
I Сенгилеевское 380 8,6 . 3,8 1,5
2 Спиваковское 700 15,8 5,8 0,6
3 Северо-Ставро-польское 800 18,0 6,5 0,8
4 Ладожское 950 21,4 9,5 7,0
5 Кущевское 1400' 31,6 14,7 2,2
6 Шебелинское 1510' 34,0 23,1 2,3
7 Оренбургское 1700' 38,4' 19,9 15,2
8 Каневское 1720 38,8 18,3 4,6
9 Кондрашевское 1825 -41,2 20,2 6,7
10 Ефремовекое 2025 45,7 33,5 3,7
11 Ленинградское 2100 ' 47,4 22,2 3,9
12 вуктыльское 2200' 49,6 36,3 13,5
13 Челбасское . 2300 51,9 22,3' 6,4
14 Майкопское 2725 58,1 27,5 2,2
(II горизонт)
15 Йирненское ч (II горизонт) 2650 59,8 25,0 4,2
16 Крестищенское 3025 68,2 41,3 5,6
17 Мелиховское 3065 69,2 31,6 8,6
18 Некрасовское 3300 74,5 34,9 4,4
19 Восточный 3400 76,7 36,1 13,1
Ыатлкк
20 • «юбилейное 4320 97,5 43,0 14,7
Примечание: месторождения 2,6,9,10,16,17 по состоянию на
1.01,1982 г., месторождения 7,12,19 посостсянию на 1.01.1983 г., месторождения 1,3,4,5,8,11,13,14, 15,18/20 по'состоянию на 1.01.1985 г.
Продолжение табл. 4
Период Вертикальное эф- Условная Условное' Условное Ускорение разра- фективное напря- глубина погруже- геологи- возрастания - -- МПа_ до зале- ние, м ческое
годы t началь- текущее dga жи, м н ЛН время, млн. лет tc млн. раз Кас
7 8 9 10 II 12 13
26,5 4,8 7,1 560 180 7,2 0,3
20 10,0 15,2 1060 36d 14,4 0,7
20 11,5 17,2 . 1190 . 39d 15,6 0',5
14,7 11,9 14,4. 1150 2dd 8,0 0,5
22,9 16,9 29,4 243d . 1030 41,2' ' 1,8
25 10,9 31,7 4390 . 2820' 115,2 • 4,6
II 18,5 23,2 2130 430 17,2 1.6
26,4 20,5 34,2 287d 1150 46,0 1.7
II 2i,0 34,5 3000 1175 47,0 4,3
14 12,2' 42;0 697d 4945 197,8 14,1
26 25,2 43,5 3620 1520 60,8 2,3
15 13,3 36,1 5970 3770 150,8 10,0
24,3 29,6 - 45,5 353d 1230' 49,2 2,0
24,1 30,6 '55,9 4700 2125 85,0 3,5
16 34,8 55,6 423d 1580 63,2 4,0
II 26,9 62,6 7040 4015 160,6 14,6'
8 37,6 60,6 4940 1875 75,0 9.4
19,2 39,6 70,1 5840 .2540 101,6 5,3
9,7 40,6 63,6 5320. 1920 76,8 7,9
15 54,5 82,8 6560 2240 89,6 6,0
Таким образом, темны возрастания вертикального эффектив-нсо напряжения при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в сотни тысяч и в миллионы раз превышают темпы его возрастания при седиментогенезе, что приводит к резкому увеличении непряженноети в земной коре в зоне расположения местэровдений. В данном случае техногенное воздействие на недра и окружающую среду сопоставимо с воздействием тектонических процессов. Так, при разработке Отарогрозненского нефтяного месторождения за 7 лет ¡¡ластовое давление снизилось на 24,4 МПа, то есть среднегодовое падение давления составило 3,5 «На. 3 1969 г. на этом месторождении давление снизилось на 11,5 Ша (М.Н.Смирнова, 1973 г.). Таким .те по величине было возрастание вертикального эффективного напряжения на скелет пород, которое сопоставимо с тежюм увеличения напряжения в земной коре в зоне подготовки сильного землетрясения. по Ф.Д.Стейси (1968 г.) в примыкающих к очагу породах объемом 100«Ю^ м3 накапливается напряжение порядка 10 Ша за 2 года. Следовательно, в 1969 1?. на Старогрознекоком месторождении теш роста вертикального эффективного напряжения в 2,3 раза превышал средни« темп нарастания напряжения в зоне подготовки сильного напряжения. В случае расположения месторождения в сейсмоактивной зоне столь сильное техногенное воздействие на него может послужить "спусковым крючком" для тектонического толчка. Нельзя исключить подобного явления при Сгарогрознснском и Газлий-ском землетрясениях.
а седьмой главе рассмотрены некоторые геолого-$изическле и геохимические процессы, обусловленные глобальной связью природных газов и воды.
Природные газы насыщают все осадочные, -метаморфические и магматические породы литосферы, находятся в астеносфере и мантии Ьемлп, что подтверждается повсеместным присутствием газов в залежах, в сорбированном виде и в составе флшиднкх включений (И.Т.Ба-куыенко, 197Х, Г.Н.Батурин, 1985, Н.Б.Валитов, 1979, Г.И.Войтов, ХаоО, В.й.ьолынец и др., 1971, И.В.Высоцкий, 1979, Е.К.Ыархинин, 1960, ¿Э.ииГалимов, 1985, В.В.Грьчухин, 1984, Дж.Доусон, 1983, Т.п.лузе, 1981, А.З.лонторович и др., 1983, А.И.Кравцов, С.К.Они-к;енко, 1975, х».А.л>знецов, А.А.Оболенский, 1970, Е.М-.лазько, 1»68, Л.Ш.Лебедев, 1971, Ю.0.1«1акогон, 1974, В.Б.Наумов, В.К.Кова-
ленко, 1985, £.Ф,Никонов, 1987, Ч.Дрейк идо., IS82, В.Д.Пампура, 1981, А.В.Сидоренко, Св.И.Сидоренко, 1Ь71,. С.К.Симаков, 1983, В.И.Смирнов, 1982, Б.А.Соколов, 1981, 1984,, 1965, В.А.Соколов, 1971, А.Е.Воронов и др., 1976, В.С.Старосельцев, 1984, Г.П.Тамра-зян, С.Т.Овнатанов, 1982, А.А.Трофимук и др., 1981, 1983, В.П.Фе-дорчук, 1976, С.А.Федотов, 1984, А.П.Фирсов, Ф.Г.Рейф, ISö3, Н.И.Хитаров и др., 1974, В.А.Чахмахчев, 1983, Э.Б.Чекалюк, 1965, Н.А.Шугурова, 1971, Г.А.Юрин, 1984, й.Р.Юркевич, 1980, В.П.Яку-цени, 1984). По оценке В.А.Соколова (1971 г.), общее количество газов, сконцентрированных в оболочках Земли, включая верхнюю мантию, достигает 438-I0-1-5 т. Газы в огромных объемах находятся в растворенном состоянии в подземных водах (В.Н.Корценштейн, I98U, 1984 гг.). Объем и масса гидросферы в оболочках Земли огромны. По М.И.Львовичу (1974 г.) масса.гидросферы составляет I,454.I0-1-St.
Таким образом, природные газы и вода находятся в постоянном контакте и взаимодействии во всех оболочках Земли, оказывая влияние на геолого-физические и геохимические процессы, наблюдаемые в них.
К настоящему времени сравнительно детально рассмотрены процессы растворения и переноса жидких и газообразных УВ подземными водами. В то же время недостаточно изучен обратный процесс, связанный с растворением и переносом газообразными и жидкими УВ подземных вод. Исследования последних лет (С.Ш.1нк, Ю.Ф.Макогон, В.Я.Фомина, 1980, Т.П.Жузе, 1981, А.Ю.Намибт, 1976, В.И.Петренко, 1982 и др.) свидетельствуют о том, что УЗ способны растворять (нефть, микронефть, газы), связывать (газогидраты) и "консервировать" (в виде остаточных вод и водяного пара) значительные объемы подземных вод. Перемещаясь в пределах земной коры на большие расстояния, УВ осуществляют массоперенос растворенных в них вод. При изменении термобарических условий УВ претерпевают фазовые переходы и обусловливают фазовые превращения растворенных в них вод. Исключительно важной особенностью взаимодействия УВ с подземными водами является уменьшение минерализации последних по сравнению с исходными растворами.
В работе впервые оценены количества конденсационных, остаточных и поровых вод, связанных с мировыми потенциальными запасами природных .газов (табл. 5). Впервые оценена потенциальная вла-гоемкость природных'газов, находящихся в сорбированном состоянии.
Таблица 5
Количество вод на планете, связанных с углеводородами
базовое состояние воды Минерализация Количество
в системе воды км3 %
Пар Пресная 2,212 0,0017
Крис таллогидраты То же 87481,2 67,64
В растворе Маломинерализованная 9,894 0,0077
Итого 87493,306 67,85
Остаточные воды Минерализованные 13621 10,56
Поровые вода То же 27844 21,59
Всего - - 128958,306' 100
ен-з
Как видно из табл. 5, количество подземных вод, непосредственно связанных с УВ, составляет 67,481-10^ юа3, что сопоставимо с объемом всей почвенной влаги, объем которой по М.Н.Львовичу (1974 г.) равен 85-Ю3 км3. Потенциальная влагоемкость ных и сорбированных газов (растворено и сорбировано 1430,7«10 природных газов) составляет 3$94,6 км3 (жидкая фаза).
Впервые оценена роль природных газов в эволюции углей.По-казано, что растворение воды во вновь генерируемых газах из ОВ увеличивает объем парогазовой смеси и ускоряет процесс повышения газового давления до давления газогидроразрыва пород. Установлены факторы, влияющие на обезвоживание угленосных отложений в процессе их эволюции: I) отжатие воды под воздействием гравитационного уплотнения, 2) вытеснение воды генерируемыми газами, 3) эмиграция воды в паровой фазе в составе парогазовых смесей.
выполнены приближенные расчеты фазовых переходов воды и теплоыассопереноса, осуществляемого водяным паром в качестве составной части глубинных конвективных потоков парогазовых смесей. Расчеты выполнены для парогазовых смесей катагенного (СН4) и маг-матогенного (С02) газовых потоков для зон земной коры с геотермическими градиентами 3,5 и 8,0°С/100 м. Ранее уже отмечалось, что в земной коре, содержащей газовые и газоконденсатные залежи, существуют такие термооарические условия, при которых вода может находиться только в жидкой фазе. Однако в результате интраиспаре-ния воды в свооодные скопления газа, от зародышевых пузырьков до залежей, образуются'парогазовые смеси, способные включать в себя
значительную долю водяного лара с растворенными в нем веществами. В земной коре через область жидкой воды и ее растворов (зона I на рис. 9) газовые, газоконденсатные и газоконденсатнонёфтяные залежи образуют своеобразный "коридор" (зона 1а), в котором в смеси с газами вода находится в парообразной фазе. Машатогенная или-мантийная парогазовая смесь формируется ь зоне III, катагенная парогазовая смесь образуется в основном в нижней части зоны I в области высоких температур.
Для катагенной парогазовой смеси (ПГСК) характерны следующие особенности. При геотермическом градиенте (ГТГ) 3,5°С/1Ш м критическая температура (ТКр) для чистой воды (374°С) находится на глубине 10700 м, на которой при давлении 157,'4 Ша в I м3 СН4 растворяется '7,"23 кг. воды 18,9 м3 пара при н.ф.у.). При Г1Г, равном 8°С/Ю0 м ТКр достигается на глубине 4675 м, на которой при давлении 6'8',8 Ша в I м3 СН4 растворяется 26 кг воды (32,5 м3 пара). Даже при очень малой минерализации парообразной 'влаги, принятой в расчетах (386 мг солей на I кг 1^0 - средняя минерализация конденсационной воды по месторождению Хасси Р'Мель) в парах воды ежегодно нормируемой ПГСК (при 374°С объем СН4 равен 47-I08 м3, объем водяного пара 423-10^'м3) в зоне земной коры с ГТГ, "равным 3,5°С/Ю0 м может раствориться 13,12-10° кг различных веществ, включая "рудообразующие-металлы и'редкие химические элементы.
Для магаатогенной смеси (ПГСМ) характерны следующие особенности. В отличие от ПГСК, формирующейся при преобразовании 0й или пород, Г1ГСМ, поступающая из мантии, магматического очага или от интрузива, уже представлена предельно насыщенной парами воды смесью. В зависимости от ГТГ ежегодный перенос парообразной злаги выше глубин с критической температурой для воды (нижняя стрелка из зоны III в зону 1У на рис. 9) может составлять от II•IQ*' кг до 24-Ю9 кг, при этом парообразная влага также насыщена различными растворенными в ней веществами, включая рудообразующие металлы.
При подъеме в земной коре в определенном интервале глубин 11ГСК и ПГСМ сбрасывают большую часть (до 90%) парообразной влаги с растворенными веществами. Если принять за нижнюю границу начала конденсации парообразной влаги температуру 450°С (для рассолов), то при ПГ 3,5°С/Ю0 м в интервале глубин 12860-7715 м (5145 м) и в интервале температур от 450 до 270°С ПГСМ сбрасывает основную
800 юоо гооор.мп«
Рис. 9. Схема расположения залежей УВ и формирования глу-опнных конвективных потоков парогазовых смесей в зонах земной коры с докритическимв параметрами для воды. Зоны: I - чистая вода и ее растворы представлены жидкостью, 1а (часть зоны I) - вода представлена паровой фазой в,'составе парогазовых смесей, II - вода представлена паром, III - вода поступает в виде пара в составе глубинного газообразного флюида, 1У (часть зоны I) - зона максимального диайеренцированного конденсирования (ЗМДК). Границы: а - верхняя"ЬДЦК, о - нижняя ЗшДК (на оплетке с Т= 450ОС). К - критическая точка для чистой воды.-Залежи: Г - газовая, Н -нефтяная, ГН - газонесшышя, ГК - газоконденсатная, ГКН - газокон-денсатнонестяная, НТК - нефтегазоконденсатная. Месторождения: I - Коросковское,(Г), 2 - Покровское (Г), 3 - Верховское (Г), 4 - Нижнезагладинекоа (Г), 5 - Измайловское (Г), 6 - Родинское (ГКН), 7 - Русское (ГН), 8 - Кыласовское (Н)} 9 - Ириновское (ГН), 10 - Совхозное (ГК): II - Юртаевское (Г),-12 - Нибельское (Г): 13 - Оренбургское (ГК), 14 - Бей Ыаршанд (?), 15 - Зимовскэе (Г), 15 - марковское (Гл), 17 - Кыдаланьи (НТК), 18 - Долинное (Г); 19 - Саутист пасс (?)., 20 - Сенгилеевекое (Г), 21 - Убеженекое (Н), 22 - Газлинскэе-(ГК), 23 - Николаевское (Г),.24 - Ыебелин-зкое, НАГ (ГК), 25 - Глебовское (ГК), 26 - Пунгинское (ГК), 27 - Зуктыльское (ГК), 28 - Северо-Ставропольское (Г),-29 -Нельма (Н), Зи - Карачаганакское ШО. 31 - Трехозерное (Н), 32 - Ха-сси-РЧаель (ГК), 33 - Чврч Пойнт (?), 34 - Пиктон (?). 35 - Вер-мклион Бейч(?)д 36 - й!алгобек-Вознесенокое/(Н|, 37-- Шатлык Бос-
точный (ГК); 36 - Мирненское, II горизонт (£К), 39 - Махачкала (НТК), 40 - г/шлосса (ГК), 41 - 1'орнуэлл (?), 42 - Дип Лейк (?), 43 - Гипотетическое (Г), 44 - Гипотетическое (Г), икала глубин нанесена для ИГ 3,5°С/Ш0 м.
массу водяного пара, растворенных в нем веществ и тепловой энер- -гии. Для ПГСК при том же ИГ сброс основной массы влаги, растворенных веществ и тепловой энергии происходи? в интервале глубин 10700-8860 м (1840 м) и в интервале температур от 374 до ЗЮ°С. В 'указанных интервалах глубин происходит дифференцированное выделение растворенных веществ как из парообразной влаги, так и из образовавшегося гидротермального раствора. В связи с этим область земной коры, в пределах которой ПГСК и ПГСМ сбрасывают Ь0% влаги, названа зоной максимального дифференцированного конденсирования (ЗМДК). Не отрицая проявления других процессов, приводящих к обводнению нижних этажей земной коры Ш.А.Гончаров, 1383 г.), можно предполагать, что в отдельных зонах земной коры накопление огромных объемов опресненных гидротермальных растворов связано с массопереносом влаги ПГСК и ПГСМ. При геотермическом градиенте 3,5°С/Ю0 м ПГСМ способна сбрасывать в ЗМДК 22,3-Ю12 кг воды. В свете изложенного материала можно также утверждать, что пнев-матолитовые процессы происходят в земной коре в больших масштабах, чем это предполагалось ранее.
Оценена роль водяного пара, являющегося составной частью всех газовых скоплений в земной коре, в дегазации высокотемпературных подземных вод. Ранее предполагалось, что с глубиной газонасыщенность подземных вод будет возрастать и приближаться к предельной. Основывалось такое предположение на том, что в зоне апо-катагенеза и прогометагенеза из ОВ генерируется значительное количество СН4 (В.А.Успенский, 1954 г.), а метаморфизм пород сопровождается выделением значительных объемов СО2 (В.И.Смирнов, 1982 г.). Кроме того, дегазация земных недр сопровождается поступлением больших объемов газов из надкритической области (М.Ф.Два-ли, 1973, Ш.Ф.Мехтиев, 1982, Г.И.Войтов, 1980, Б.А.Соколов, 1985, В.А.Соколов, 1971 и др.). Однако анализ материала по глу-бокозалегающим водонапорным системам, выполненный В.Н.Корцен-штейном,(1980, 1984) и В.В.Колодием (1975 г.), показал, что для многих водонапорных бассейнов характерно возрастание недосыщен-ности вод с глубиной. Недосыщенность объясняют увеличением растворяющей способности вод.
Выполненные исследования позволяют в качестве основного фактора, регулирующего степень газонасыщения высокотемпературных подземных вод, считать процесс интраиспарения воды в свободные
газовые скопления. Уже отмечалось, что доля водяного пара в парогазовых смесях с глубиной возрастает, соответственно с этим возрастает парциальное давление водяного пара. Таким образом, в земной коре вода всегда находится .в равновесии с парогазовой смесью, содержание газа в которой "ограничено" водяным паром, поэтому чистого газа всегда недостаточно для полного насыщения раствора, шполнена оценка мольной доли и величины парциального давления водяного пара в метановой парогазовой смеси для различных геологических структур. Давление определялось по геобарическому градиенту 0,98 ¡vEia/100 к. За предельную глубину принималась отметка с изотермой 360°С,' для которой имеются экспериментальные данные по определен™ влагонасыщенности метана (Р.Г.Султанов, п.Г.Скрипка, А.ь.Намиот, 1971 г.). Рис. 10 иллюстрирует возрастающий вклад парциального давления водяного 'пара во флюидное давление парогазовой смеси в результате "замещения" метана водяным паром. Определяя по общепринятой методике давление упругости растворенных газов как сумму их--парциальных давлений, допускают оииску на величину парциального давления водяного пара. Для из-оежашя осиоки следует учитывать'парциальное давление пара.
ü работе в общих чертах описан механизм охлопывания остаточной паровой ¿азы воды в момент исчезновения парогазового пузырька в воде, ¿то явление названо пневмогидравлической кавитацией (й.П.Петренко, А.й.Доготь, 1987, 1988 гг.).
Проолемами кавитации и взрывных процессов в жидких средах занимались .многие исследователи CHI' и зарубежных стран: Г.И.Ба-ренблатт, а.С.Брин, з.чиГалпмов, Б.и'.Гельфанд, А.А.Губайдуллин, 0.Д.дааилов, Я.Б.Ьельдович, Х.С.Кестенбойм, В.П.Коробейников, Р.^.:шп.:атулин, ¡о.П.Ракзер, ü.Г.Синайский, й.И.Тимофеев, Н.В.йи-лин, Н.О.Хабеев, ы.И.Линберг, Дх.Бэтгелер, Г.Л.Броуд, ».Р.Гил-мор, Д.;;. дейли, Р.Кнэпп, Р.Коул, Да. Лаитхилл, Б.Р.Паркин, А.Д. Пернак, ь.иирзол, Ф.Хеммит и др.
Пневмогидравлическая кавитация возможна в статической флюидной среде, когда изменяющиеся термобарические параметры приводят к полному растворению газа в жидкости. При наличии болкюго числа пузырьков в единице объема флюида, по-видимому, возможно кооперативное охлопывание остаточных газовых пузырьков с выделение;.; значительной энергии.
i ii iii iv
Рис. 10. Динамика парциального давления метана и водяного пара в парогазовых смесях, находящихся в разрезе различных геологических структур земной коры, до оплеток с температурой 360°С. Геологические структуры: I - древние платформы, II - чехлы молодых платформ (с максимальной мощностью осадков) и мезо-кайнозой-ские краевые прогибы, III - геосинклинальные бассейны доинверси-онной стадии, 1У - области современной гидротермальной деятельности. В кружках показана мольная доля водяного пара на глубине с температурой 360°С.
Согласно последним экспериментальным исследованиям американских ученых (К.С.Суслик, 1889 г.), кавитационное охлопывание в жидкости газового пузырька диаметром примерно 170 мкм вызывает нагрев газа, заполнявшего пузырек,, до температуры порядка 5500°С, и жидкости, находящейся в непосредственной близости от пузырька, до температуры 2100°С, при этом развивается давление порядка 49-100 Ш1а. поскольку газовые пузырьки всегда образуются у твердое поверхности, их охлопывание носит асимметричный характер и сопровождается выбросом струи жидкости со скоростью примерно 1100 м/с. Автором работы совместно с А.Я.Доготем (1987 г.) выполнена предварительная оценка количества выделяемой'энергии для случая исчезновения пузырька газовой смеси, состоящей из метана и водяного пара. Рассмотрена модель, в которой предполагается, что в начальном состоянии раствор является пересыщенным, а в конечном газ полностью растворяется, при этом пузырьки оказываются заполненными насыщенным водяным паром и практически мгновенно схлопываются. Оценка выделяемой энергии выполнялась на основе приближения Рэлея в задаче схлопывания.Предполагалось кооперативное охлопывание всех пузырьков. В пористой среде с объемной водонасы-щенностью 0,05 и общим объемом м3 (что по Ф.Д.Стейси соот-
ветствует объему пород в области подготовки сильного землетрясения) при давлении 102 Ж1а и температуре 2Ю°С выделится энергия порядка 1,5'Ю*' Дж. анергия такого порядка выделяется при катастрофических землетрясениях с магнитудой около 8.
Как следствием проязления пневмогидравлической кавитации можно объяснить рои малофокусных землетрясений, приуроченных к з дротерыам, землетрясения под некоторыми водохранилищами, образование части некимберлитозых алмазов.
ВЫВОДЫ
Комплексный научный анализ геолого-промыслового материала, геологических, гидрогеохимических, термобарических, геодинамических данных по разраоатываемым и новым газовым и газоконденсатным месторождениям и залежам подземных вод СНГ и мира, проведение натурных, экспериментальных и теоретических исследований позволили получить следующие существенно новые решения.
I. Разраоотан и повсеместно внедрен способ гидрогеохимического контроля за обводнением газовых и газоконденсатных месторо-
вдений. Создана унифицированная классификация подземных вод газо-конденсатных месторовдений. Разработан способ комплексной оценки • запасов и ресурсов флюидов и растворенных в,них веществ на газо-конденсагном месторождении.
2. Раскрыт механизм вымыва ретроградного конденсата совместно с другими жидкими УВ внедряющейся пластовой водой, разработаны методы извлечения части рассеянных газообразных и жидких УЗ. Выявлен механизм формирования оторочек опресненных вод на га-зоконденсатных и газоконденсатнонефтяных местороядениях. Усовершенствован метод прогнозной оценки газоносности недр.
3. Изучено влияние водяного пара, являющегося постоянной компонентой всех пластовых газовых и газоконденсатных смесей, на подсчет запасов газа -и конденсата, на углеводородо-, флюидо- и компонентоовдачу, в особенности для высокотемпературных залежей. Оценено влияние водяного пара на эволюцию углей. Впервые изучена особенность разработки высокотемпературной газовой залежи.
4. Впервые в планетарном масштабе определено количес вод, связанных о углеводородами, оценены масштабы газофазного транспорта пресной влаги с растворенными в ней веществами эндогенными газовыми потоками. Теоретически обосновано неизвестное науке природное явление - пневмогидразлическая кавитация.
Основные положения, защищаемые в работе.
1.Теоретические и методические основы, принципы и методы гидрогеохимического контроля за разработкой многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений с различными термобарическими параметрами в условиях упруговодонапорного режима. Теоретическое обобщение данных по влиянию.паровой фазы воды на фазовые переходы пластовых парогазоконденсатных смесей,
2. Совершенствование методов разработки высокотемпературных газовых и газоконденсатных залежей, оценки запасов УВ и ресурсов нетрадиционных полезных ископаемых, разработка способов извлечения рассеянных жидких УВ.
3. Установление закономерностей взаиморастворимости природных газов и воды в различных геологических структурах земной коры. Научное обоснование особенностей металлогенической специализации природных парогазовых смесей, газофазного массопереноса веществ в земной коре в докритической области для воды, раскрытие
механизма пне шо гидравлич е с ко й кавитации.
ОСНОВНЫЕ РАБОШ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТШЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Петренко В.И. Опыт эксплуатации Ленинградского газоко-нденсатного месторождения // Газовое дело.-1962.-й З.-С. 7-II.
2. Петренко В.И., Соломахин В.И. Организация и методика проведения комплексного исследования газоконденсатных скважин (на примере Ленинградского месторождения Краснодарского края).-Научно-аналит. и темат. обзор.-М: ЦНИИТЭнефтегаз, I962.-C. 23-65.
3. Особенности эксплуатации газоконденсатных месторождении при водонапорном режиме / В.И.Петренко, Г.И.Пикало, Г.В.Рассохин и др.-Научно-аналиг. и темат. обзор.-Iii: ЦНИИТЭнефтегаз, 1^65.-80 с. »
4. Петренко В.И., Рассохин Г.В., Леонтьев И.А. Контроль за обводнением газоконденсатных скважин с помощью наблюдений за минерализацией пластовых вод // Газовое дело.-1966,-Ш 2.-С. 10-16.
5. Разработка газоконденсатных месторождений при упругб'во-донапорном режиме / Г.В.Рассохин, П.Т.Шмыгля, В.И.Петренко и др./ Газовое дело.-1366.-й З.-С. 5-8.
6. Петренко В.И.' Контроль зй изменением пластового давления в пачках коллекторов Ленинградского месторождения // Газовое дело.-1366.-й З.-С. 8-14.
7. Газоотдача'при разработке газовых и газоконденсатных .месторождений / Г.В.Рассохин, П.Т.Имыгля, Ю.В.Коноплев и др.-На-учно-аналиг. и темат. обзор.-М:ВНИИОЭНГ, 1966.- 38 с.
8. Петренко В.И., Ратуиняк Н.С., Шшгля П.'Т. Методика анализа разработки газоконденсатных месторождений с часточередующи-мися пластами при упруговодонапорном режиме // Первая межвузов, конф. по вопросам теории и практики разработки газоконденсатных м-ний: Тез. докл. - Баку, АЗИНТЙ, 1966. - С. 24-27.
9. Коноплев Ю.В., Петренко В.И. Усовершенствование методики выделения газо- и водоносных пластов при разработке газоконденсатных месторождений Кубани // Газовое дело.-1367.-С.20-23.
IU. Леонтьев И.А., Рассохин Г.В., Петренко В.И. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме. -Научно-аналит. и темат. обзор.- М: ВШШОЭНГ, 1967. - 38 с.
II. Петренко В.И., Пикало Г.И. Новая газовая &алежь в пачке 5 нижнеыелового горизонта и газоносность триасовых отложений
Ленинградского газоконденсатного месторождения // Труды ин-та/ Краснодарский фил. ЕНШнефти. - 1967.- Вып. 18. - С. 51-54.
12. Контроль за процессом обводнения,газовых и газоконде-нсатных месторождений по гидрохимическим показателям / И.А.Леонтьев, Г.В.Рассохин, В.И.Петренко и др. - Темат. научно-техн. обзор. - М: ВНИЙОЭНГ, 1967. - 48 с.
13. Леонтьев И.А., Петренко В.И., Рассохин Г.В. Об эффекте вымывания конденсата пластовой водой при разработке газокон-денсатных месторождений // Газовое дело. - 1У68. - iü 3.-G. 3-5.
14. Пикало Г.И., Петре.нко В.И. Новые данные о геологическом строении Сгароминского газоконденсатного месторождения // Геология и разведка газовых и_газоконденсатных месторождений. -М: ВНИИЭГазпром, 1969. - is 2. - С. 13-19.
15. Регулирование продвижения контурных вод при разработке многопластовых газоконденсатных месторождений Краснодарского края /П.Т.Шмыгля, В.И.Петренко, Г.В.Рассохин и др. // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края. - Ivi: Недра, IS7I. - С. 5-10.
16. Пикало Г.И., Кравчук М.С., Петренко В.И. Изучение геологического строения нижнемелового продуктивного горизонта Ленинградского газоконденсатного месторождения // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края. - М: Недра, 1971. - С. 49-65.
17. Петренко В.И. Оценка гидродинамической связи пачек коллекторов на Ленинградском месторождении по геолого-промысловым данным // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края. - М: Недра, 1971. -С.65-74.
18. Анализ продвижения краевых вод на Староминском месторождении / В.И.Петренко, Г.И.Пикало, В.А.Аристов, Г.А.Буланкин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края. - М: Недра, 1971. - С. II2-I2Q.
19. Влияние обводнения многопластовых газовых и 'газоконденсатных месторождений на их разработку / Г.В.Рассохин, И.А.Леонтьев, В.И.Петренко и др. - М: Недра, 1973. - 264 с.
20. Петренко В.И., Рассохин Г.В., Кравцов H.A. и др. Вытеснение 'конденсата пластовой водой // Газовая промышленность. -1974. - И 2. .- С. 38-41.
21. Петренко В.И., Чугунов В.Н. Отбор газа на Ленинградс-
ком газоковденсатном месторождении // Газовая промышленность.-
1974. - й 5. - С. 10-12.
22. Петренко В.И. Факторы, приводящие к снижению скорости продвижения пластовых вод в газоконденсатные залежи / Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений // Тр. ин-та / ВНИИЭГазпром. - 1974. - Вып. 12. - С. 19-25.
23. Петренко В.И., Дементьева О.Ф., Чугунов В.Н. О возможности переноса глинистых частиц в пласте контурными водами / Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных м-ний // Тр. ин-та / яНШЭгазпром. - 1975. - Вып. 3. - С. 19-23.
24. Петренко В.П., Чашкин Ю.Г. Образование конденсатной залежи на поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения с упруговодонапорным режимом // Газовая промышленность. -
1975. - С. 42-44.
25. Петренко В.И. Вымыв остаточной воды из газоконденсатного пласта контурной водой и газовым потоком // Газовая промышленность. - 1975. -й 7. - С. '21-23.
26. Петренко в.П., Диова Л.А. Скорости подъема контакта и перемещения контура газоносности На Ленинградском газоконденсат-ноы месторождении // Газовая/промышленность. - 1975. - К 9. -
0. 39-41.
27. Петренко В.И. Оценка коэффициентов газоотдачи продуктивных пластов // Газовая промышленность.-1976.-й 9. С. 25-26.
28. Петренко а.н., Дементьева О.Ф., Петрова Р.Н. Вторичные процессы в коллекторах газоконденсатных месторождений Западного Предкавказья / Геология и разведка газовых и газоконденсатных м-ний // Тр. ин-та/ ВНПИЭгазпром.-1976. - II. - С. 18-23.
29. Петренко В.И., Кравцов К.А. Влияние остаточной 'водона-сыщенности на точность оценки запасов // Газовая промышленность.-Ь77. - И о. - С. 25-27.
30. механизм вытеснения рассеянных битумоидов и углеводородов и его роль в повышении угле водородоо тдач и залежей / В.И.Петренко, С.П.Коротаев, О.Ф.Дементьева и др. // .. Симпозиум по повыш. газоконденсатоотдачи пластов: Тез. докл. - Краснодар, 1977. - С. 6-7.
31. Петренко а.И., Ильченко Л.А. Физико-химические процессы, происходящие в газоконденсатном пласте и их влияние на разработку залежи./ Симп. по повышению газоконденсатоотдачи пластов: Тез. докл. - Краснодар, 1977. - С. 7-8.
32. Петренко ¿.И., Кравцов К.А. Прогнозирование поведения пластового давления при разработке залежей,- приуроченных к коллекторам с высокой остаточной водонасыщенноотью / Автомата., те-лемеханиз* и связь в газовой проы-тк // Тр. йн-та / iiHj&lJra3-пром. - IS77. - Вып. 7. - С. 36-39.
33. Петренко В.П., Чаицкий b.П. Оценка начальных запасов газа в домеловых отложениях Каневского месторождения / Разраб. и эксплуат. газовых и газоконд. м-ний // Тр. ин-та / Айййгазпрои. - 1976. - Вып. 4. - С. 3-7.
34. Способ разработки многопластовых газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений / А.С. 6У2269 СССР.
35. Дементьева O.S., Петрова P.h., Петренко В.И. вертикальная и латеральная- зональность емкостных и фильтрацио!шых свойств коллекторов в пределах локальных структур газоконденсат-ных месторождений (на примере Западного Предкавказья) // Латеральная изменчивость состава и физич. свойств отложени:! и ее отражения в геофизических полях при поисках нефти и газа: Тез. докл. - Пермь, 1978. - С. 37-39.
36. Петренко'В.П., Ильченко Л.А. Внутренний водонапорный режим в газоконденсатном пласте и его влияние на разработку залежи / Разраб. и эксплуат. газовых и газоконд. м-шШ // Тр. ин--та / ВНШЭгазпром. - 1979.-Вып. 2.- С. 15-23.
37. Петренко В.¡1.,Ильченко Л.А. О повышении температуры пласта при разработке залеией углеводородов / Геология, бурение и разраб. газовых м-ний // Тр. ан-та / ВНИШгазпром. - 1979. -Вып. 4. - С. 8-9.
38. Подземные воды и их влияние на разработку газовых и газоконденсатных месторождении / В.И.Петренко, Л.А.Ильченко, ¿.А.Кутовая и др.- Научно-аналит. обзор. М: ВНШЭгазпром, IS79.-Вип. 5. - 52 с.
39. Ильченко Л.А., Петренко В.И. Влияние упругих свойств ;юрод и 'остаточной воды на разработку газоконденсатной залежи // Газовая промышленность. - 1979. - Л 7. - С. 49-51.
40. Петренко В.И., Циова Л.А. Безводный и водный периоды жсплуатацик скважин / Разработка и эксплуат. газовых и газоко-щенс. м-ний //Тр. ин-та / ВНШЭгазпром, 1979.-Вып. 8. - С.12-20.
41. Петренко В.И. О возможной роли водорастворимых органи-[еских веществ при разработке газоконденсатных месторождений //
Органическая гвдрогеохимия нефтегазоносных бассейнов: Тез. докл. III Зсес. сем. - М., 1979. - С. 124-125.
42. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Г.В.Рассохин, И.А.Леонтьев, В.И.Петренко и др. -
М: Недра, 1979. - 272 с.
43. Петренко В.И. Нефтематеринский потенциал глинистых пород в пределах залежей углеводородов в овете миграционных процессов // Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиме-нтитов: Тез. докл. Всес. сем. - M.t 1979. - С. 158.
44. Петренко В.И., Канашук В.Ф., Матяшова Г.И. Некоторые особеннооги разработки Староминского газоконденсатного месторождения / Разраб. и эксплуат. газовых и газоконд. м-ний // Тр. ин-та / ВНИИЭгазпром. - 1979.-Вып. II. - С. II—16. '
45. Рассеянные углеводороды - перспективный энергетический источник? / В.И.Петренко, О.Ф.Дементьева, Г.В.Рассохин и др. // Газовая промышленность. - 1979. - й 12. - С. 14-17.
46. Статистический анализ технологических показателей разработки / Г.С.Степанова, В.В.Райко, В.И.Петренко, М.И.Слободской // Газовая промышленность. - 1980'. - ß 3. - С. 35-37.
47. Ильченко Л.А., Петренко _В.И. Аналитическое определение коэффициента сжимаемости пор' пород при разработке залежей углеводородов / Разработка и эксплуат. газовых и газоконденсатных м-ний // Тр. ин-та / ВНИИЭгазпром. - 1980. - Вып. 5. - С. 8-13.
48. Петренко В.И., Чашкин Ю.Г., Циова Л.А. Влияние геологических и технологических факторов на газоконденсатоотдачу Чел-басского месторождения / Разработка и эксплуат. газовых и газоко-нденс. м-ний //Тр. ин-та / ВНИИЭгазпром. -1980. - Вып. 5. -
С. 24-33.
Петренко В.И., Сбитнев В.М., Ыужелевская Л.М. Гелий как показатель фазовых превращений в газоконденсатных 'залежах / Геология, бурение и разработка газовых местор. // Тр. ин-та/ ВШШЭГазпром. - 1980. - Вып. 19.-С. 9-И.
50. Петренко 'В.И. К вопросу о механизме вытеснения конденсата контурной водой / Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа // Тр. ин-та / ВНИИЭгазпром. - 1980. -Спец. вып.-
С. 65-68.
51. Петренко В.И. Механизм снижения минерализации воды по хлор-иону // Газовая промышленность.-I98I.-J& I. - С. 21-23.
52. Петренко В.И. Влияние физико-химических процессов на газоконденсатоотдачу // Газовая промышленность. - 1981. - И 6. -С. 42-44.
53» Петренко В.И. О возможной роли водорастворенных органических 'веществ при разработке газоконденсатных месторождений// Исследования в области органической гидрогеохимии нефтегазоносных бассейнов / Под ред. Е.А.Еарс, В.М.Швец. - М.: Наука, 1982.-С. I88-I9I.
54. Условия формирования газоконденсатных месторождений И' их влияние на углеводородоотдачу залежей / В.И.Петренко, ¿.е.Канату к, Г.В.Рассохин и др. // Тр. ин-га / Всесоюз. науч.-исслед. геол.-развед. нефтяного ин-та. - 1981,- Вып. 229.- С. 145-154.
55. Новые данные о механизме увеличения углеводородоотда-чи газоконденсатных месторождений / Геология местор. горших ис- • • копаемых Европейского северо-востока СССР: Тез. докл. IX геолог, конф. Коми АССР. - Сыктывкар. - 1981. - С. 39-42.
56. Петренко В.И. Динамика и фазовые 'превращения подземных вод при эксплуатации газоконденсатных месторождений // Известия АН СССР, Сер. геолог. - 1982. - №1. - С. II6-I29.
57. Петренко В.И. О связи природной и техногенной флюидо-динамики с землетрясениями // Советская геология.-1982.-й 2. -С. II6-I24.
58. Geodynamique'des fluides dans le cadre du gisement de Hassi R'Mel // 4^^ Seminair National des Science de la Terre: Resumes . - Ghalem T., Terkmani M., Petrenko V., Potukaev V. -Alger. - Juin 1982. - P. 46.
59. Terkmani M., Petrenko V. Relation entre la geodjrna-mique des fluides et les tremblements de terre // seminair National des Science de la Terree: Resumes. - Alger. - Juin 1982. - P. 90.
60. Terkmani M., Petrenko V., Fazliev R. Sur la mecanisme de subsidence au-dessus des gisements de matieres utiles liquides et gazeuses en exploitation // 4SSi Seminair NHtional des Science de la Terre: Resumes. - Alger. - Juin 19S2. - P. 91.
61. Петренко ü.M. Механизм водопроявлений на Вуктыльском месторождении // Газовая промышленность. - IS82. -й 10.-С.36-37.
62. Петренко Б.И. Связь подземных вод с углеводородами'// Известия АК СССР. Сер. геол. - 1984. - й 4. - С. II6-I24.
63. Петренко В.И., Доготь А.Я. Роль фазовых переходов в системе углеводороды - вода в формировании оторочек маломинерализованных вод // Доклады АН СССР.-1984.- Т.278.-й 5,- С. II96-II99.
63. Petrenko V.l., Il'chenko L.A., Kanashuk V.P. The mechanism of surfase subsidenae during the extraction of conmerci-al liquid and gaa depoaits//Int. Geol. Rev.-1984,26.n5.P.553-562.
65. Петренко B.W., Седых A.M. Роль галогенных формаций в направленности глубинных геолого-физических процессов // Формация осадочных бассейнов: Тез. докл. У Всес. сем.- М.-1985.-Т. I.-С. I04-IÜ6.
66. Петренко В.Я., Бочкарев A.B. Газоносность глинистых формаций // Формация осадочных бассейнов: Тез. докл. У Всес. сем» Л. - 1985. - Т. I. - С. 251.67. Петренко Б.И. Влияние паров воды на подсчет начальных
запасов газа // Газозая промышленность. - 1985. - й З.-С. 42.
68. Петренко В.П., Заводнов. С.С., Мартынова М.'А. Фазовые переходы в парогазовых смесях и их роль в увеличении углеводоро-доотдачи недр // Доклады АН СССР. - 1985. - Т. 283. - й 2. -
С. 441-445.
69. Петренко B.W., Заводнов С.С. Об одной особенности эксплуатации высокотемпературных газовых залежей на завершающей стадии // Доклады АН СССР.-I385.-Т.263.-й ч.- С. 959-961.
70. Петренко В.И. Роль флюидодинамики в увеличении углево-дородоотдачи недр / Разработка и эксплуат. газовых и газоконденс. м-ний. Обзорная информация // Тр. ин-та / ВНИИЭгазпром. - 1985. -Вып. 7. - 50 с.
71. Петренко В.И., Заводнов С.С. Особенности фазовых превращений воды в углеводородных парогазовых смесях // Газовая промышленность. - 1985. - й 10. - С. 42-45.
72. Роль паров воды в массопереносе на примере парогазовых смесей газоконденсатных месторождений / В.И.Петренко, В.С.Котов, К.и.Петухова, Н.В.Петренко // Подземные воды и эволюция литосферы: Тез. докл. Всес. конф. - X - 1985. - Т. йй . - С. 47-49.
73. Петренко В.И. Углеводородоотдача газоконденсатных мес-
торожцений // Газовая промышленность.-1986,-К' 3.- С. 32-33.
74. Петренко В.И., Заводнов C.G. Механизм формирования ■пресных вод в заделах углеводородов // Геология и геофизика. -1986. - й 5. - С. 27-32.
75. Петренко В.И. Конденсатоотдача газоконденсатного мес-тороадения // Газовая промышленноеть.-IS86.-.'s 10.- С. 26-27.
76. Петренко В.И., Заводнов C.G: Роль докритического пара воды в вертикальном массопереносе (на примере парогазовых смесей газоконденсатных месторождений // Доклады АН СССР. - IS86. -
Т. 291. - й 2. - С. 454-457. •
77. Петренко В.И., Доготь А.Я. Повышение углеводородоотда-чи за счет ускоренной сегрегации защемленного газа //' Газовая промышленность. - 1986. - й 12. - С. 31-32.
78. Петренко В.И., Доготь А.Я. Влияние паров воды на давление насыщения жидких углеводородов газами // Газовая промышленность. - 1987. - й I. - С. 47.
79. Петренко В.И., Доготь А.Я. Механизм пневмогидравличес-кой квазикавитации // Советская геология.-1987.-й 3.-C.II5-II8.
80. Петренко В.И. О формировании гидротерм из глубинных парогазовых смесей // Изв. Сев.-Кавказ, науч. центра высш. школы. Технич. науки. - 1987. - & 3. - С. 6-10.
81. Петренко В.И., Мартынова М.А., Чернова Е.Г. Оценка фазовых превращений воды в' газоконденсатных системах с большим содержанием кислых газов // Проблемы комплексного освоения Астраханского газоконденс. м-ния: Тез. докл. регион, науч.-практ. конф., апр. 1987, г. Астрахань. -М.: ВНИИЭгазпром.-1987.-С. 144-146.
82. Петренко В.И., Бочкарев A.B. Газогидродинамическое преобразование углей // Советская геология.-1987.-й I2.-C.35-40.
83. Бочкарев A.B., Вершовский В.Г., Петренко В.И. Кинетика и энергетика процесса катагенеза органического вещества, образования и первичной миграции флюидов / Энергия и механизм первичной миграции углеводородов // Тр. ин-та / ИГиРШ. - 1988. -
С. 88-93.
84. Петренко В.И. Флшдодинамический вклад водяного пара
в перераспределение скоплений газа в разрезе земной коры //Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр: Тез. I Всес. конф. 6-8 сент. 1988.-М.-1988. -Часть 3-я. С. 613.
85. Петренко В.И., Доготь А.Я. Пневмогидравлический'кави-
тационный процесс // -Геодинамические основы прогнозирования не-фтегазоносности недр: Тез. I Всес. конф. 6-8 сент. 1988.- М.-
1988.- Часть 3-я.- С. 616.
86. Петренко В.И., Ильченко Л.А., Доготь А.Я. Факторы, влияющие на углеводородоотдачу газоконденсатных месторождений в сложных геологических и термобарических условиях. Обзорная информация / Разработка и эксплуатация газов, и газоконд. м-ний.// Тр. ин-та / ВНИИЭГазпром. - 1988. - Вып. 9. - 36 с.
87. Петренко В.И., Мужелевская Л.М. Влияние паров воды на состав пластового газа // Газовая промышленность. - 1989. - № 4. - С. 55.
88. Петренко В.И. Гидратация конденсирующихся углеводородов газоконденсатных систем // Советская геология.'' - 1989. -
8. - С. 18-25. *
89. Петренко В.И., Доготь А.Я., Петренко Н.В. Диффузион-но-квазикавигационный процесс в газовой залежи // Термогазодияа-г.шческие процессы и системы их контроля при разведке, транспортировке и добыче нефти и газа: Тез. докл. Всес. конф.- Харьков.-
1989. - С. 125-128.
90. Петренко В.К., Доготь А, Я. Возрастание энтропии пластовых смесей при эксплуатации газовых залежей // Термогазодина-ыические процессы и системы их контроля при разведке, транспорт, и добыче нефти и газа: Тез. докл. Всес. конф. - Харьков. - 1989.-С. 147-149.
91. Петренко В.И., Доготь А.Я. О дегазации высокотемпературных вод // Советская геология. - 1990. - & I. - С. 105-109.
92. Петренко В.К., Петренко Н.В. 'Об одном механизме образования газовых и рудных месторождений на дне океана // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа: Тез. докл. II Всес. конф. 4-6 сент. 1990.- М. - 1990.-- Ч. I. - С. 28.
93. Петренко З.И., Петренко "Н.В. Газоотдача в период завершающей стадии разработки группы месторождений с упруговодона-порным режимом // Разраб. и эксплуатация газоконденсатных м-ний на завершающей стадии: Тез. докл. конф. - Ухта.-1990. -С. 9-10.
94. Петренко В.И., Дорогочинская В.А. О роли природных"* газов в формировании микроэлементного состава нефтей // Международная конференция по химии нефти 1-4 окт. 1991: Тез.. докл. -Томск. - 1991. - С. 352-353.
95. Петренко З.И. Оценка масштабов переноса металлов углеродистыми газами через океаническую кору // Третье Всес. совещание по геохимии углерода 9-II дек. 1991:г'Тез. докл. - М. -1991. - Т, 2. - С. 324-325.
96. Петренко В.И., Степанов А.Н. Оьвлиянии паров воды на давление насыщения нефти газом / Термодинамика фазовых равновесий и критические явления // Тр. ин-та-/ Ин-т физики Дагестанского науч. центра РАН. - Махачкала. - 1991. - С. 63-66.
97. Петренко В.И., Петренко Н.В. Ресурсы нетрадиционных полезных ископаемых газовых и.газоконденсатных месторождений // Советская геология. - 1992. - Л 6. - С. 18-22.
S8. Бочкарев A.B., Петренко В.И. Пирит в битуминозных глинах // Известия АН РАН. Сер. геол. - 1992. - 15 7. - С. IÜ3-I09.
99. Металлогения глубокопогруженных газовых и газоконденсатных месторождений / В.И. Петренко. В.Г.Хадыкин, А.Ф. Ильин, В.А. Дорогочинская // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. Междунар. Симпоз. 12-16 окт. 1992. - С.-Петербург. - 1992. - Т. I. - С. III-II2.
100. Петренко В.И., Перепеличенко В.Ф., Дорогочинская В.А. О фазовом состоянии пластовых смесей на сверхбольших глубинах // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. Междунар. Симпоз. 12-16 окт. 1992. - С.-Петербург. - 1992.- Т. II. - С. 271-272.
Соискатель В.И.Петренко
Подписано к печати 5.10.1993 г. Заказ 141, Тирак 100 экз. Объем: 3 уч.-изд.л.
Ф-т 60x84/16.
Отпечатано на ротапринте ВНИИГАЗа 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос.Развилка, ВНИИГАЗ.
-
Петренко, Василий Иванович
-
доктора геол.-минер. наук
-
Москва, 1993
-
ВАК 04.00.17
- Взаимосвязь геохимических и геофизических полей в надпродуктивных комплексах нефтегазовых месторождений юга Сибирской платформы
- Геохимические методы прогноза сохранности углеводородных скоплений в связи с поисками нефти и газа
- Поисковые геохимические критерии нефтегазоносности юго-запада Якутии
- Пространственно-генетические связи геохимических аномалий с залежами углеводородов на примере центральной части Катангской седловины
- Изучение полей концентраций углеводородных газов в поверхностных природных сорбентах в связи с поисками и разведкой залежей нефти и газа в Западной Сибири
