К оглавлению
ОБ
ИСПОЛЬЗОВАНИИ ДАННЫХ ПО СОСТАВУ ФАЗ В СИСТЕМЕ НЕФТЬ-ГАЗ ПРИ ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЯХ
ДЛЯ СУЖДЕНИЯ О ГЕНЕЗИСЕ НЕКОТОРЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич, Г. С. Ушакова, К. К. Тумарев
Распределение компонентов
нефти и природного газа между газовой и жидкой фазами в системе нефть - газ при
высоких давлениях и температурах в настоящее время мало изучено и не может быть
теоретически вычислено для всех компонентов. Экспериментальные определения
состава газовой фазы в таких системах при разных температурах и давлениях
позволили установить зависимость состава газовой фазы от состава исходной нефти
в общем виде. По этой зависимости в ряде случаев можно решать вопрос о генезисе
некоторых залежей, а также выяснять пути переноса нефти (или битума) газом в земной
коре.
Исследование фазового
состояния и состава фаз в системе нефть-газ проводились нами при температурах
до 200° и давлениях до 1000 am на образцах нефти и газа ряда месторождений СССР.
Аппаратура и методика
исследования ранее были описаны [1]. Сущность методики заключается в том, что
нефть и газ вводят в термостатируемый сосуд высокого давления и длительным
перемешиванием системы при заданных температуре и давлении устанавливают
равновесие между фазами. После этого отбирают образцы газовой и жидкой фаз на
анализ.
При повышенных давлениях
и температурах в газовую фазу переходят жидкие углеводородные и
неуглеводородные компоненты нефти, которые далее будем называть конденсатом, по
аналогии с конденсатом, содержащимся в газе газоконденсатных месторождений.
Исследование было проведено на образцах нефти и газа из месторождений:
Степновское Саратовской области из пласта Д2 IVa и Кум-Даг Туркм. ССР из I горизонта акчагыльских отложений его западной и
восточной частей, разобщенных сбросом. Исходные нефти отличались и по
групповому (табл. 1) и по фракционному составу. В табл. 1 дана также характеристика природного конденсата,
содержащегося в газе Степнов-ского месторождения.
Газовым компонентом в
опытах с нефтями Кум-Дага служил «сухой» природный нефтяной газ, состоящий на
93% из метана. Остальные 7% приходились на долю этана, пропана, бутанов, азота
и углекислого газа. Основным компонентом конденсатного газа из Степновского месторождения
был метан (87%). Газоконденсатный фактор этого газа составлял 14 285 м3/м3,
удельный вес 0,730.
Проводя опыты при
различных температурах и давлениях, мы стремились сохранять постоянным общий
исходный состав изучаемой системы нефть - газ. Однако отношение загружаемых в
аппарат нефти и газа все же несколько колебалось в наших опытах от 0,9 : 1,0 до
1,1 : : 1,0 (по весу).
Условия и результаты
опытов приведены в табл. 2, где видно, что содержание
конденсата в газовой фазе всех исследованных систем, при одинаковых
температурах и давлениях, разное, что объясняется различием углеводородного
состава этих систем. Однако во всех случаях оно резко растет с повышением
температуры и давления опыта. В связи с этим в опытах с одной и той же системой
удельные веса конденсатов возрастают по мере повышения температуры и давления
опыта. Групповой углеводородный состав конденсатов, так же как и нефтей,
определяли по методу максимальных анилиновых точек.
На рис. 1-3 даны кривые,
характеризующие содержание той или иной группы углеводородов в узких фракциях
конденсатов, полученных в различных условиях опыта, а также в соответствующих
по интервалам кипения фракциях исходных нефтей.
Из всех этих кривых
видно, что конденсаты, полученные в указанных выше пределах температур и давлений,
как правило, обогащены по сравнению с исходными нефтями парафиновыми и обеднены
ароматическими углеводородами.
Относительно нафтеновых
углеводородов однозначной зависимости не наблюдается. Например, в конденсатах,
полученных в опытах со степновской нефтью их больше, чем в нефти. В конденсатах
же, полученных в опытах с нефтями Кум-Дага, более богатыми нафтенами, их меньше,
чем в исходной нефти.
Увеличение давления при
постоянной температуре или увеличение температуры при постоянном давлении (см.
рис. 1-3) вызывает сближение состава конденсатов и нефти.
Однако, несмотря на разницу
в абсолютном содержании отдельных групп углеводородов в тех или иных одинаково
выкипающих фракциях конденсатов, полученных в разных условиях опыта, и исходной
нефти, кривые, характеризующие их содержание во всех фракциях конденсатов и нефти,
имеют почти одинаковую форму (см. рис. 1-3). При этом увеличение давления при
постоянной температуре или увеличение температуры при постоянном давлении вызывает
сближение кривых конденсатов и нефти, не меняя их общей характерной формы.
Большое сходство кривых группового углеводородного состава нефти и конденсатов,
полученных в различных условиях опыта, может быть полезным при решении
некоторых генетических задач.
Например, в ряде случаев
можно определить, какая нефть послужила основой для образования данного
газоконденсатного месторождения. Для этого нужно провести опыты, аналогичные
нашим, моделирующие образование газоконденсатного месторождения на образцах газа
из рассматриваемого газоконденсатного месторождения в той нефти (или битума,
извлеченного из предполагаемой нефтесборной площади), которая предположительно
принимается в качестве исходной. При этом равновесие между нефтью и газом
устанавливается при температуре и давлении рассматриваемой газоконденсатной
залежи.
Сходство кривых
группового углеводородного состава полученного конденсата с соответствующими
кривыми природного конденсата и исходной нефти будет подтверждением сделанного
предположения. Отсутствие же указанного сходства покажет, что предположение неверно.
Такую работу нам кажется
целесообразным провести для выяснения происхождения некоторых газоконденсатных
залежей западной Туркмении (Кизил-Кума, Окарема) (Подчеркиваем, что необходимо определять групповой
углеводородный состав узких фракций конденсата и нефти, а не их общий групповой
состав.).
Этот же признак можно
использовать и для решения другого вопроса. Изучая групповой углеводородный
состав нефти и конденсата, отобранных из скважины или ряда скважин
какого-нибудь нефтегазоконденсатного месторождения, можно сделать заключение о
том, взяты ли они из одной залежи (при наличии сходства кривых группового
углеводородного состава) или это нефть и конденсат из разных залежей (при
отсутствии этого сходства).
В качестве примера еще
одной возможности использования сходства кривых группового углеводородного
состава конденсата и исходной нефти, опишем опыты, поставленные для проверки
предположения К.К. Тумарева, сделанного для объяснения разницы в составе нефтей
восточной и западной частей месторождения Кум-Даг. Кум-Дагское поднятие
разделено большим сбросом, представляющим часть регионального прибалханского
разрыва, на две части: западную - опущенную и восточную - приподнятую. Еще в 1957 г. И.С. Старобинец [3, 4] установил различие в составе этих нефтей, особенно во фракциях,
выкипающих в интервале 122-250° С. В нефти западной части залежи эти фракции
содержат значительно больше парафиновых углеводородов, чем эти же фракции нефти
восточной части. Наоборот, содержание нафтеновых углеводородов во фракциях
намного выше у нефти восточной части залежи. Различие в свойствах и составе
нефтей по ряду соображений [3, 4] нельзя объяснить неодинаковой глубиной
залегания и связанной с этим разностью температур и давлений, влияющих на
метаморфизацию нефтей. Высказывалось предположение, что нефти по обе стороны
сброса имели разные источники нефтенасыщения. В этом случае сброс должен был
возникнуть до образования залежей нефти.
По мнению И.С.
Старобинца, имелся единый первичный тип метановой нефти. Существующее же
многообразие нефтей - результат прямого и косвенного влияния вод.
Нами проверялось
предположение, что нефть в обе части Кум-Дагской складки была принесена газом
из одного источника нефтенасыщения, но при разных давлениях и температурах.
Таким образом, нефти Кум-Дага рассматривались как конденсаты, полученные в
различных природных условиях.
О наличии в районе
Кум-Дагского месторождения больших объемов газа, способного выполнить работу по
переносу нефти, можно судить по Кизил-Кумскому газоконденсатному месторождению,
расположенному вблизи Кум-Дага. Если исходить из того, что нефть западной части
Кум-Дага характеризуется большим содержанием парафиновых углеводородов и
меньшим содержанием смол по сравнению с нефтью его восточной части, то ее
образование следовало бы связать с более низким давлением газа [5]. И наоборот,
нефть восточной части должна была бы быть принесена газом, имевшим более
высокое давление. В настоящее время нет геологических данных, указывающих на
условия образования той и другой части месторождения Кум-Даг. Для проверки
изложенного предположения нами были поставлены опыты со смесью этих нефтей,
которая должна была моделировать единый источник образования нефтей Кум-Дага.
Из-за отсутствия каких-либо данных соотношение нефтей в смеси было произвольно
выбрано равным 1:1 (по объему). В качестве газового компонента был взят «сухой»
нефтяной газ, содержащий 91% метана (табл. 1).
На рис. 4,
5 приведены кривые, характеризующие групповой состав конденсатов, полученных из
смесей нефтей, и нефтей западной и восточной частей Кум-Дага. Рассмотрение
кривых рис. 4, где для сравнения взята нефть западной части
Кум-Дага, показывает отсутствие сходства между ними. Существенно, что повышение
давления при постоянной температуре или температуры при постоянном давлении не
меняет характера кривой. При сравнении конденсатов из смеси нефтей и нефти
восточной части Кум-Дага (рис. 5) получено другое
заключение. Эти кривые очень похожи одна на другую. И в данном случае повышение
температуры и давления не изменяет характера кривых у конденсатов.
Были построены также
кривые изменения величины а, представляющей собой отношение нафтеновых
углеводородов к парафиновым во фракциях нефтей запада и востока и конденсатов,
полученных на основе их смеси при 100° и 400 и 700 атм. Оказалось, что кривые конденсатов ближе по форме к
кривой восточной нефти, а не западной.
Таким образом, исходя из
смеси нефтей, мы могли в своих опытах моделировать образования лишь восточной
нефти. Повышение давления и температуры не вызывало изменения характера кривых,
изображающих групповой углеводородный состав конденсатов.
Таким образом, наши опыты
не подтвердили высказанного предположения о том, что нефти западной и восточной
частей месторождения Кум-Даг являются конденсатами, полученными из одного
источника нефтенасыщения, но при разных давлениях.
Не отрицая возможности
единого источника нефтенасыщения следует, по-видимому, искать другие причины
для объяснения разницы в групповом углеводородном составе этих нефтей. Тем не менее,
поставленные опыты интересны тем, что дают представление о возможности
экспериментального моделирования образования флюидов некоторых залежей.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Жузе Т.
П. и Юшкевич Г. Н.Сжатые углеводородные газы как растворители нефти и нефтяных остатков.
Изв. АН СССР, ОТН, № 11, стр. 63 и № 12,1957.
2.
Жузе Т.
П. и Юшкевич Г. Н.Характеристика газовой и жидкой фаз нефтегазоконденсатных
систем на больших глубинах. Нефт. хоз., № 7, 1961.
3.
Старобинец
И.С. Основные типы нефтей Прибалханского района Западной Туркмении. Труды
Туркмен. Филиала ВНИИ, т. I, Ашхабад, 1957.
4.
Старобинец
И.С. О параметрах нефтей, обусловливающих геохимические особенности последних
(на примере Западной Туркмении). Труды Туркмен. Филиала ВНИИ, вып. II, 1961.
5.
Ушакова
Г.С, Жузе Т.П.и Юшкевич Г.Н. Влияние высоких давлений и температур на содержание
и свойства конденсата в газовой фазе газонефтяных месторождений. Геохимия, № 8,
Изд. АН СССР 1962.
ИГ и РГИ
