В ловушках при формировании залежей накопление газа сопровождается его рассеянием [6] путем многомерной молекулярной диффузии газовых компонентов в окружающую среду. Газовые залежи существуют миллионы лет, за это время диффузия могла оказать значительное влияние на формирование состава пластового флюида в залежи.

В работе [7] показано, что в результате диффузии в газоконденсатной залежи может образоваться нефтяная оторочка или газоконденсат может перейти в легкую нефть.

В связи с вышесказанным представляется интересным теоретически изучить, какие изменения в составе пластовых смесей обусловлены процессом молекулярной диффузии и соответствуют ли эти изменения наблюдаемым в природных условиях.

Нами были разработаны модели расчета изменения состава газа в залежи по мере ее разрушения под воздействием диффузионных процессов. Рассматривался случай, когда залежь формировалась путем латеральной миграции, а ловушка заполнилась в относительно небольшой отрезок геологического времени, после чего началось диффузионное рассеивание газа через перекрытия коллектора и подошвенную воду. Этот процесс сопровождается изменением состава пластовой смеси, обусловленным различием коэффициентов диффузии в ряду метан- бутан и растворимости последних в воде.

Рассматривалась антиклинальная ловушка с изменяющейся мощностью перекрытия залежи и углом наклона крыльев 1°26", радиусом основания R₀=10 км и высотой H₀=250 м ( рис. 1 ), которая содержит массивную (модель 1, рис. 1 ,а) и пластовую сводовую (модель 2, рис. 1 , б) залежи.

На этих моделях мы изучали диффузию газовых компонентов через воду, насыщающую глинистую покрышку мощностью Мгл. Для этого предварительно рассчитывали приконтурные концентрации каждого компонента на внутренней стороне покрышки, исходя из данных равновесия газ - вода [4] и учитывая различные термодинамические условия. Коэффициенты диффузии газовых компонентов через воду в покрышке были взяты из работы [1]. Ранее [9] было показано, что в большинстве случаев коллектор перекрыт двумя пачками слабопроницаемых пород, различающихся диффузионной проницаемостью, т. е. полупокрышками и покрышками. При наличии полупокрышки учитывалось диффузионное рассеяние газовых УВ из залежей вдоль слоистости полупокрышки (боковая миграция). Диффузия в таких отложениях осуществляется в газовой фазе. Коэффициенты диффузии через пористую среду были взяты по усредненным данным работы [3]. Нами использовался коэффициент диффузии пентанов и высших УВ, равный нулю. Мы рассматривали также варианты с коэффициентами диффузии пентанов и гексанов, отличными от нуля. Однако полученные результаты были близки. Они сопоставлялись с данными о составе газа и с коэффициентами заполнения ловушек газом на месторождениях Украины, Западной Сибири, Западного и Восточного Предкавказья, формирование которых связано с латеральной миграцией [11, 12].

В этих районах над газоносными горизонтами располагаются карбонатно-глинистые перекрытия, мощность которых над отдельными залежами достигает 150 м, а под перекрытиями имеются полупокрышки разной мощности и различного вещественного состава.

В Западном Предкавказье эти слабопроницаемые отложения изучены на Челбасской, Каневской, Староминской и Ленинградской площадях [10]. Они представляют собой часто переслаивающиеся различной мощности прослои глауконитовых некарбонатных темно-серых алевритистых, алевролитовых и песчаных глин и глинистых алевролитов.

В Восточном Предкавказье слабопроницаемые отложения исследованы на Ермолинской, Красно-Камышанской, Черноземельской, Улан-Хольской и Солончаковской площадях. Они представлены переслаивающимися аргиллитами, алевролитами, мергелями, глинами и песчаниками.

На рис. 2 показано изменение содержания пропана, пентана и высококипящих УВ в пластовом газе в процессе диффузионного рассеяния газовых компонентов при различном соотношении этих компонентов в исходном газе (кривые 1-4). В этих расчетах принималось, что р=25 МПа и t = 100°C. Точки, отвечающие конкретным месторождениям, ложатся между кривыми, отражающими отношения С₃/С₅+высш. = 1-4. Наибольшее число точек группируется вдоль кривой соотношения С₃/С₅+высш.= 2. При этом среднее содержание С₅+высш. в исходном газе составляет примерно 0,5, а пропана 1 % . Давления и температуры несущественно изменяли положение кривых. Кривая 3, построенная с учетом боковой миграции, практически является средней по отношению ко всем точкам, расположенным на графике, и отражает общую тенденцию взаимного увеличения в составе пластового газа пропана, пентанов и высококипящих УВ (С₅+высш.). Следует отметить, что точки, отвечающие высоким значениям содержания пропана и С₅+высш., соответствуют залежам, имеющим наименьшие мощности глинистых перекрытий. Это в первую очередь относится к залежам таких месторождений, как Русский Хутор, Улан-Хол, Восточный Камышанник, Ермолинское.

На рис. 3 приведены зависимости коэффициента заполнения ловушки K₃ от содержания в пластовом газе пропана и пентанов и высококипящих УВ, полученные для описанных выше моделей с учетом исходного состава пластового газа. На этот же график нанесены точки, отвечающие конкретным месторождениям [11, 12].

Обе зависимости качественно отражают общую тенденцию уменьшения коэффициента заполнения при увеличении количества пропана и фракций С₅+высш. в пластовом газе. При этом зависимости второй модели, учитывающей боковую миграцию, приближенно выражают и количественную связь. Следует отметить, что точки, расположенные под кривой II ( рис. 3 , б), соответствуют газоконденсатным залежам, имеющим небольшие нефтяные оторочки. По-видимому, эти оторочки образовались при изменении состава пластового газа и обусловленной этим частичной конденсации высококипящих УВ [7]. Кроме того, конденсация могла иметь место при изменении термодинамических параметров. Как правило, эти залежи характеризуются большими мощностями слабопроницаемых отложений или малыми мощностями глинистых покрышек. Отношение мощности полупокрышки к общей мощности перекрытия составляет в основном больше 0,5.

В результате частичной конденсации высококипящих УВ содержание фракции С₅+высш. в пластовом газе уменьшается. При конденсации высококипящих УВ в жидкую фазу частично переходит и пропан. Поэтому его содержание в пластовом газе будет несколько меньшим. Точки, расположенные на рис. 3 , б ниже кривой II, также соответствуют в основном газоконденсатным залежам с нефтяной оторочкой.

Несомненно, процессы диффузионного рассеяния газов через перекрытия коллектора играют существенную роль, и надо полагать, что между составом пластового газа и свойствами и размерами перекрытий должна быть вполне определенная связь.

Нами проделана статистическая обработка соответствующих материалов месторождений Среднего и Восточного Предкавказья ( табл.1 ).

Так как в пределах одной и той же залежи колебания наблюдались в составе пластового газа (отобранного из различных скважин), в составе и мощности перекрытия, обработка материалов проводилась методом ранговой классификации [13]. По этому методу каждый информативный признак разбивался на интервалы, которым присваивалось определенное число рангов. Преимущество этого метода в том, что пределы изменения информативных признаков каждого рассматриваемого объекта укладываются в пределы изменения одного интервала. Функция классификации данного объекта является суммой рангов всех выбранных признаков. В исследовании ранжировались, с одной стороны, признаки, характеризующие состав пластового газа, с другой стороны, признаки, характеризующие свойства и среднюю мощность перекрытия залежи.

Наиболее информативными признаками степени рассеяния газов являются содержание в пластовом газе фракции C₅+высш., пропана (С₃) и отношение С₂/С₃, а наиболее информативными признаками перекрытия - литологический состав и средняя мощность перекрытия. Ранжировка всех этих признаков приведена в табл. 2 .

На основе ранжировки рассчитывались две функции классификации, одна из которых характеризовала состав пластового газа, а другая - мощность и свойства перекрытия. Полученные результаты свидетельствуют, что между факторами Ф₁ и Ф₂, т. е. между составом пластового газа и свойствами и размерами перекрытия, существует тесная связь ( рис. 4 ).

Выводы

1. Одним из основных факторов вторичного изменения состава пластового газа газоконденсатных залежей является диффузия газовых компонентов через перекрытия продуктивных коллекторов.
2. Результаты изменения состава пластового газа и коэффициента заполнения ловушки, полученные на основе теоретического исследования модели диффузионного рассеяния газовых компонентов через перекрытия коллекторов, согласуются с реально существующими закономерностями газоконденсатных залежей, образованных при латеральной миграции.
3. Обнаружено, что коэффициент заполнения ловушки газом есть некоторая функция его состава. Эта взаимосвязь может быть объяснена процессами диффузионного разрушения залежей.
4. На основе статистических исследований месторождений Западного, Центрального и Восточного Предкавказья установлена взаимосвязь между составом пластового газа и свойствами перекрытий коллекторов.

1. Антонов П.А. Результаты исследования диффузионной проницаемости осадочных пород для углеводородных газов. - Труды ВНИИЯГГ, вып. 8. М., 1970, с. 51- 79.
2. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.
3. Литвинова В.Н. Результаты обработки параметров диффузии предельных углеводородов статистическими методами. - Труды ВНИИЯГГ, вып. 12. М., 1972, с. 215-221.
4. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. М., Гостоптехиздат, 1963.
5. Соколов В.А. Процессы формирования и миграции нефти и газа. М., Наука, 1965.
6. Соколов. В.А. Геохимия природных газов земной коры и атмосферы. М., Недра, 1966.
7. Степанова Г.С., Мосина А.А. О закономерностях состава пластовых смесей глубокозалегающих нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. - Газ. пром-сть, 1976, № 11, с. 27-29.
8. Фазовые равновесия легких углеводородов. Под ред. А.Ю. Намиота. М., Гостоптехиздат, 1958.
9. Филиппов Б.В. О природных резервуарах нефти и газа древних платформенных структур. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1964, № 24, с. 5-8.
10. Филиппов Б.В., Лазарева В.М. К литолого-минералогической и физической характеристике альбских отложений Западного Предкавказья. - Докл. АН СССР, 1964, т. 157, № 1, с. 408-411.
11. Чахмахчев В.А. Изучение геохимии нефтей мезозоя некоторых районов Предкавказья. - В кн.: Миграция нефти и газа и фазовые равновесия в углеводородных системах при высоких давлениях. М., 1969, с. 157-166.
12. Савченко В. П, Генкин Б. М. Формирование залежей газа и нефти в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья. - Сер. геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1971, № 3, с. 17-23.
13. Мирзаджанзаде А.X., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М., Недра, 1977.

Таблица 1

Таблица 2

Рис. 1. Схематическое изображение массивной (а) и пластовой сводовой (б) залежей

Рис. 2. Изменение содержания пропана и фракции С₅+высш. в пластовом газе в процессе диффузионного рассеяния при начальном соотношении без учета боковой миграции С₃/С₅+высш. = 4 (кривая 1), С₃/С₅+высш.=2 (кривая 2) и то же с учетом боковой миграции (соответственно кривые 3 и 4)

Рис. 3. Зависимость коэффициента заполнения ловушки газом от содержания в пластовом газе пропана (а) и пентанов и высококипящвх УВ (б).

Кривые: I - в массивной залежи с учетом боковой миграции (C₁ =93; С₂=5; С₃=1; С₄=0,5; С₅+высщ. =0,5 - исходный состав УВ), II - в пластовой сводовой залежи (исходный состав УВ тот же), III и IV - в пластовой сводовой залежи без учета боковой миграции (исходный состав УВ соответственно C₁=92,4; С₂=4,8; С₃= 1,2; С₄=0,6; С₅+высш.=1 и C₁=96; C₂=3; С₃=0,5; С₄=0,25; С₅+высш. = 0,25). Газоконденсатные залежи: а - Западного Предкавказья, б - Восточного Предкавказья, в - Западной Сибири, г - Днепровско-Донецкой впадины (залитые значки соответствуют залежам с нефтяной оторочкой).

Месторождения: 1 - Кущевское, 2 - Староминское, 3 - Ленинградское, 4 - Каневское, 5 - Крыловское, 6 - Челбасское, 7 - Сердюковское, 8 - Березанское, 9 - Митрофановское, 10 - Бесскорбненское, 11 - Майкопское, 12 - Некрасовское, 13 - Соколовское, 14 - Александровское, 15 - Советское, 16 - Армавирское, 17 - Русский Хутор, 18 - Солончаковское, 19 - Восточно-Камышанское, 20 - Нарын-Худук, 21 - Черноземельское, 22 - Улан-Хол, 23 - Ермолинское, 24 - Шебелинское, 25 - Пунгинское, 26 - Северо-Игримское, 27 - Мыльджинское, 28 - Краснокамышанское

Рис. 4. Взаимосвязь между фактором состава пластового газа Ф₁ и фактором Ф₂, характеризующим свойства перекрытия коллектора