В регионах, характеризующихся наличием многопластовых залежей, где нефтегазоносные горизонты расположены под слабопроницаемыми, частично нарушенными отложениями, формирование залежей происходило в основном в результате вертикальной миграции. К таким регионам относится ДДВ с многочисленными многопластовыми газоконденсатными месторождениями.

В процессе вертикальной миграции часть поступающих в залежь УВ подвергается рассеянию через покрышку коллектора в вышележащие горизонты. Это осуществляется в виде диффузионного или фильтрационного потока. Последний может быть реализован отдельными прорывами газа через нарушения или литологические окна перекрытий.

При диффузионном рассеянии УВ состав пластового газа в залежи должен изменяться в течение всего периода формирования залежи даже в том случае, если состав поступающего газа сохраняется постоянным. Это обусловлено различной диффузионной проницаемостью компонентов природного газа через вышележащие породы. В работе [1] было показано, что в результате диффузионных процессов в газоконденсатной залежи при изменении состава пластовой смеси возможно образование нефтяной оторочки или вся система может перейти в состояние легкой нефти с высоким содержанием в ней газовых УВ и при этом недонасыщенной газом, т. е. процессы диффузионного рассеяния могут оказать значительное влияние на фазовое состояние залежи.

В связи с изложенным было интересно сопоставить рассчитанный процесс изменения состава пластовой смеси при образовании залежи путем вертикальной миграции с фактическими материалами распределения составов пластовых смесей в газоконденсатных залежах.

Была разработана модель расчета изменения состава газа в залежи в процессе ее формирования при вертикальной миграции. Рассматривалась ловушка конусообразного типа с различной мощностью перекрытия. Допускали, что поступление УВ в ловушку и их рассеяние через перекрытие происходят одновременно. В начальный момент коэффициент заполнения ловушки газом равен нулю. Поступление УВ в залежь принимали постоянным во времени, а коэффициентам диффузии в каждом варианте расчета придавали различные величины, сохраняя значения их соотношения в ряду метан, этан, пропан, бутаны, пентаны и гексаны. Расчеты проводили при различных термодинамических условиях, исходном составе газа, поступающего в ловушку, и его расходе. Коэффициент сжимаемости газовой фазы вычисляли по уравнению Редлиха - Квонга [2]. В результате расчетов определяли степень заполнения ловушки газом и его состав во времени.

На рис. 1 приведены зависимости изменения пропана и фракции C5+высш. в составе пластового газа при различном их соотношении в исходном газе. Точки, отвечающие конкретным газоконденсатным залежам ДДВ, располагаются в основном между этими кривыми и имеют одинаковую с ними тенденцию взаимного увеличения содержания пропана и фракция С5+высш. в составе пластового газа. Следует отметить, что точки, соответствующие северной прибортовой зоне ДДВ, характеризуют залежи, имеющие перекрытия с максимальным размером пор от 0,05 до 0.8 мкм. т. е. относящиеся, по классификации А.А. Ханина [3], к категории С. В этих залежах отмечаются повышенные концентрации С3 и С₅+высш. в пластовом газе (содержание С₅+высш. от 2 до 15 мол. %).

Точки, отвечающие залежам южной прибортовой зоны ДДВ, соответствуют в основном коллекторам, имеющим перекрытия, относящиеся, по А.А. Ханину. к категориям А и В, и располагаются в области, где концентрации в газе C5+высш. не превышают 4 %.

В зоне центрального грабена развиты залежи с перекрытиями, относящимися к категориям А и В, но встречаются также залежи с перекрытиями категории С (Харьковцы и др.). Диапазон изменения по С₅+высш. для этой зоны охватывает всю рассмотренную область концентрации от 0,45 до 14,8 %. Интересно отметить, что для такого месторождения, как Распашновское (расположено под солевыми отложениями большой мощности с максимальными размерами пор 0,001-0,008 мкм, перекрытие категории А), точки располагаются а области самых низких значений содержания в газе С3 и С5+высш., т е, вероятно, по составу этот газ наиболее близок к поступающему из глубины и источник, возможно, расположен в зоне центрального грабена. Коэффициент заполнения газом структур близок к единице. Так как из подобных залежей УВ практически не рассеивались, то поступающий газ сохранился без изменения.

На рис. 2 представлены вариации отношения этана к пропану (С₂/С₃) в процессе формирования залежей при вертикальной миграции (кривые 1-3) при различном соотношении С₂/С₃ в исходном газе.

Приведенные на рис. 2 точки отвечают рассмотренным выше залежам ДДВ. Они в основном находятся между кривыми. Следует отметить, что точки, расположенные ниже кривой 3, соответствуют глубинам не более 1800 м, т. е. эти залежи могли иметь другой источник поступления газа.

Наблюдается общая тенденция уменьшения отношения С₂/С₃ с увеличением С5+высш. в составе пластового газа, что согласуется с результатами теоретического исследования. Объясняется это тем, что диффузионная проницаемость этана выше, чем пропана, и благодаря рассеянию его содержание в пластовом газе уменьшается.

Диффузия газовых УВ приводит к накапливанию в залежи пентанов и вышекипящих УВ Этому, естественно, наиболее подвержены залежи, расположенные под перекрытиями, характеризующимися максимальной диффузионной проницаемостью, т. е. большими размерами пор.

На рис 3 показана зависимость содержания в пластовом газе С5+высш. от максимального размера пор перекрытий для тех же залежей ДДВ. Наблюдается достаточно тесная связь между этими величинами. Чем больше размер пор, а следовательно, и диффузионная проницаемость перекрытия, тем выше содержание C5+высш. в пластовом газе. При максимальных размерах пор более 1 мкм газоконденсатные месторождения переходят в нефтяные (Леляковское, Прилукское, Гнединцевское). Следует отметить, что нефти этих залежей отличаются легким фракционным составом.

Максимальные размеры пор (0,05- 1 мкм) характерны в основном для газоконденсатных месторождений, имеющих нефтяную оторочку (Глинско-Розбышевское, Гадячcкое, Рыбальское, Тимофеевское, Новотроицкое, Чижевское и др.), а также для нефтегазоконденсатных залежей, в которых состояние пластовой смеси близко к критическому (Талалаевское, Артюховскос, Харьковцы, Матлаховское и др.).

Под перекрытиями с максимальным размером нор менее 0,01 мкм (категория А) находятся главным образом газоконденсатные месторождения без нефтяной оторочки (Опошнянское, Рудненковское, Потичанское, Мелиховское, Крестищенское, Распашновское и др.). Следует отметить, что многие из них характеризуются наличием АВПД или повышенных давлений в залежи.

Кривая на рис. 3 построена по расчетным данным. Она устанавливает связь содержания С5+высш. в пластовом газе с диффузионной проницаемостью перекрытия (коэффициентом диффузии по метану, принятом в расчете) для случая описанной выше модели ловушки при мощности перекрытия 30 м, времени формирования залежи 40 млн. лет, пористости коллектора (умноженной на газонасыщенность) 0,2, плотности потока, поступающего в залежь, 16*10⁶ г*моль/м² в 1 млн. лет и следующем исходном составе газа: С₁=95,4 мол. %, С₂ = 3 %, С₃ =0,6%, С₄=0,2%, С₅₊₆ = 0,2%, С₇+высш. =0,6 % (близок к составу газа Распашновского месторождения).

Естественно, что время формирования залежи при других исходных данных (форма и размеры ловушки и ее перекрытия, величина потока поступающего газа и его состав) будет иным. Однако характер зависимости С₅+высш. от диффузионной проницаемости перекрытия сохранится. Идентичность этой кривой среднему статистическому распределению точек, отвечающих связи фактора С₅+высш. с максимальным размером пор, по-видимому, свидетельствует о прямой пропорциональности коэффициента диффузии газа максимальному размеру пор.

На рис. 4 показаны кривые, отвечающие изменению коэффициента заполнения ловушки газом в зависимости от содержания С₅+высш. в пластовом газе при различных значениях его подтока в залежь и одинаковой диффузионной проницаемости перекрытия. Аналогичные результаты получены при заданном постоянном подтоке и различной проницаемости перекрытия, или при постоянных подтоке и диффузионной проницаемости перекрытия, по различной его мощности. Расчеты проводились для приведенных выше моделей и состава поступающего газа.

В первый период коэффициент заполнения ловушки интенсивно растет, затем интенсивность падает и кривые выполаживаются. При этом, начиная с некоторого момента, прирост коэффициента заполнения стабилизируется. Объясняется это тем, что в начальный период поверхность рассеяния мала и подток газа в залежь значительно превышает количество удаляющихся из залежи газовых УВ.

По мере поступления УВ в залежь поверхность рассеяния увеличивается и соответственно интенсивность ее заполнения снижается. Затем, начиная с некоторого момента, наступает равновесие, т.е. количество поступающих УВ равно количеству удаляемых из залежи УВ, и степень заполнения ловушки стабилизируется.

На основании изложенного можно сделать следующие выводы:

1. Одним из основных факторов, влияющих на формирование состава пластовой смеси в залежи, образованной путем вертикальной миграции, являются диффузионные процессы.
2. Данные об изменении состава пластового газа, полученные на основе теоретического исследования модели диффузионного рассеяния УВ через перекрытие коллектора, не противоречат реально существующим закономерностям, отмечаемым для газоконденсатных месторождений, образованных путем вертикальной миграции.
3. На основании статистических исследований месторождений ДДВ установлена взаимосвязь состава пластового газа со свойствами перекрытия коллекторов.

1. Степанова Г.С, Мосина А.А. О закономерностях состава пластовых смесей глубокозалегающих нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений - Газ. пром-ть, 1976, № 11, с 27-31.
2. Фазовые равновесия легких углеводородов. М., Гостоптехиздат, 1958.
3. Ханин А.А. Оценка экранирующей способности глинистых пород-покрышек газовых залежей. - Геология нефти и газа,1968, №9, с 17-21.

Рис. 1. Зависимость изменения соотношения пропана и фракции С5+высш. в составе пластового газа в процессе формирования залежи при вертикальной миграции.

Соотношение C₃/C₅+высш. в исходном газе: 1 - 2. 2-1.25; 3- 1, 4 - 0,5; район исследования: а - южная прибортовая зона, б -зона центрального грабена, в - северная прибортовая зона

Соотношение С₂/С₃ в исходном газе: 1 - 5, 2-4, 3 - 3.5, усл обозн. см. на рис. 1

Усл. обозн. см. на рис. 1

1-3Q, 2- 2Q, 3 - Q, 4-Q/2, 5 - Q/4, 6 - Q/10, где Q = 16 г* моль/м² в год; 7 - линия, соединяющая точки начала выполаживания кривых, коэффициент диффузии по метану 3,95*10^-5 см²/с