Образование газоконденсатов в недрах связано в основном с процессом обратного испарения свободной нефти в газовой среде. Степень проявления этого процесса, а следовательно, и уровень насыщенности свободных газов УВ тяжелее бутана зависит главным образом от термобарических условий в газоконденсатных залежах, изначального соотношения в них свободных газовых и жидких УВ и исходного состава газа и нефти. Об этом свидетельствуют и экспериментальные работы (Т.П. Жузе, Г.Н. Юшкевич, Б.А. Шнейдер и др.).

Особенности изменения конденсатосодержания в газах под воздействием перечисленных факторов в искусственных системах свойственны и природным скоплениям.

В работе [1] величина потенциального конденсатосодержания природных скоплений (q_П) показана во взаимосвязи с пластовым давлением (р_пл) и изначальным соотношением газовых и жидких УВ (ГФисх). При этом предполагалось, что исходный состав УВ в этих залежах был аналогичен, поскольку ретроградное взаимодействие, положим, газа одного состава с различными по составу нефтями (при прочих равных условиях) приводит к разной конденсатонасыщенности свободного газа. Построенные по известным значениям qп и р_пл (tпл) в разных нефтегазоносных регионах графики используются для определения ГФ_исх в газоконденсатных скоплениях. Следовательно, возможно решение и обратной задачи: по известным значениям р_пл или tпл и ГФисх оценить начальное конденсатосодержание пластового газа.

С этой целью построена обобщенная номограмма (рис. 1), полученная в результате взаимного наложения графиков и усреднения значений по каждой изобаре. Для выявления ее разрешающих возможностей по опубликованным данным подобрано 140 газоконденсатных и газоконденсатонефтяных залежей с известным (по результатам специальных исследований) конденсатосодержанием, приуроченных к различным нефтегазоносным территориям СССР и зарубежных стран.

На рис. 2 показано распределение относительной погрешности h, возникающей при оценке q_n no предложенной номограмме в сравнении с измеренным q_n. На этом же графике показано распределение величин относительной погрешности, когда величина q_n находится через ГФ_Исх и tпл, а также погрешности, имеющей место при расчете qп по различным эмпирическим уравнениям [2, 3], выражающим связь q_n только c Рпл.

Нетрудно заметить, что кривая, отражающая результаты определения q_n по предложенной номограмме (см. рис. 1), является единственной, имеющей устойчивое снижение величины относительной погрешности по мере увеличения ее значений. При этом довольно высокая погрешность положительного знака в ряде случаев обусловлена значительной разницей между р_пл и давлением начала конденсации (р_н.к), которое контролирует уровень насыщения пластового газа высококипящими УВ. Особенно это проявляется в залежах с аномально высоким пластовым давлением. Определение q_п в этих залежах по номограмме (см. рис. 1) с использованием значений Рн.к или при отсутствии последних значений условно гидростатического давления, существенно снижает величину погрешности. Это обстоятельство иллюстрируется таблицей, в которой приведен ряд залежей из упомянутой общей подборки, характеризующихся значительной разницей между р_пл и р_н.к. Данные таблицы свидетельствуют о том, что относительная погрешность при оценке q_п через р_н.к и ГФисх снижается в среднем со 170 до 35 %. Внесенные подобным образом коррективы существенно повышают достоверность выполняемых определений q_п.

Таким образом, предложенный способ оценки конденсатосодержания природных газов, несмотря на имеющиеся погрешности (за счет применения различных методов при проведении газоконденсатных исследований, неточностей при определении ГФ_исх и т. д.) обладает довольно высокими разрешающими возможностями.

В Днепровско-Донецкой впадине известны газоконденсатные скопления (Талалаевское, Артюховское), характеризующиеся очень высоким конденсатосодержанием пластового газа. Эти скопления не “вписываются” в рассматриваемую закономерность (см. рис. 1), что является, по-видимому, отражением исключительности условий, в которых они сформировались.

Использование предложенной номограммы для практических целей возможно при перспективном прогнозировании значений q_п в залежах отдельных нефтегазоносных регионов и для экспресс-оценки начального конденсатосодержания залежей, где по каким-либо причинам затруднено проведение стандартных газоконденсатных исследований. Выполнение таких оценок связано с необходимостью определения значений изначального соотношения газовых к нефтяных УВ в залежах (ГФ_исх). Это можно сделать, используя зависимость плотности конденсатов от ГФисх. В частности, на рис. 3 показана эта зависимость для 86 хорошо изученных газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных скоплений различных нефтегазоносных регионов СССР (коэффициент корреляции составляет 0,859). Следовательно, по измеренным значениям плотности конденсатов (на скважине - замер ареометром) из рис. 3 определяется значение ГФисх, которое откладывается на соответствующей шкале номограммы (см. рис. 1). Затем из этого значения восстанавливается перпендикуляр к изобаре, отражающей известное Р_пл (условно гидростатическое, если отсутствуют сведения о Рпл или же если его величина является аномально высокой) и на оси ординат находится соответствующее значение потенциального содержания конденсата.

Помимо практических задач, решаемых при использовании полученной закономерности (см. рис. 1), ее анализ позволяет сделать следующие выводы.

На величину конденсатосодержания значительно большее влияние оказывает пластовое давление, нежели пластовая температура. Это подтверждается характером распределения относительной погрешности (см. рис. 2).

Хорошо выраженная связь потенциального содержания конденсата с пластовым давлением и изначальным соотношением газовых и жидких УВ для газоконденсатных скоплений различных нефтегазоносных территорий вне зависимости от их приуроченности к разным геоструктурным элементам, от возраста и вещественного состава вмещающих отложении свидетельствует не только об их общей природе, но и о близком исходном составе отдельно газовых и нефтяных УВ, послуживших основой для образования конденсатов. В противном случае надо предположить, что существовавшие различия в начальном составе газа н нефти не создали разницу в конденсатосодержании, превышающую наблюдаемую (при определении потенциала по предложенной номограмме) погрешность. Следует иметь в виду, что погрешность, создаваемая этим фактором, лишь какая-то часть общей суммарной относительной ошибки, являющейся, как уже отмечалось, следствием многих причин.

1. Бабаев А.Г., Кушниров В.В. Газоконденсатная характеристика залежей как показатель исходного соотношения газообразных и жидких углеводородов в зонах нефтегазонакопления. - Геология нефти и газа, 1978, № 11, с. 38-43.
2. Влияние вертикальной миграции флюидов на формирование залежей нефти и газа/А.М. Волков, Н.М. Поплавский, Н.Н. Ростовцев и др. - Труды ЗапСибНИГНИ, 1968, вып. 8, с. 68-73.
3. Геохимия нефтей, конденсатов и газов Туркмении (сообщение 6. Природные газы Центрально-Каракумского свода) / В.Ф. Камьянов, В.С. Драгунская, А.Н. Юрченко, В.К. Солодков. - Изв, АН ТССР. Сер. физ.-техн., хим. и геол. наук, 1974, № 2, с. 38-41.

Таблица

1 - по номограмме, учитывающей р_пл и ГФ_ИСх, 2 - по формуле, предложенной в работе [2]; 3 - то же, в работе [3]; 4 - по номограмме, учитывающей t_пл к ГФисх

1 - Амударьинский НГБ: 2 - Западная Туркмения; 3 - Мангышлак: 4 - Фергана; 5 - Гиссарская нефтегазоносная область