Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Углеводородные газы (УВГ) в скоплениях могут находиться в различном состоянии [57, 119,’174]:

1) в свободной газовой фазе — газовые залежи;

2) в растворенном в нефти виде — попутные нефтяные газы;

3) в состоянии взаимного растворения с бензино-керосиновыми и реже более высокомолекулярными углеводородами (УВ) — га­зоконденсатные залежи;

4) в твердой фазе — газогидраты.

В значительных количествах существуют и двухфазовые за­лежи — нефтяные с газовыми и газоконденсатными шапками, газовые и газоконденсатные с нефтяными оторочками. В большинстве многопластовых месторождений содержатся как однофазовые, так и двухфазовые залежи.

Важной характеристикой УВ системы является величина га­зового фактора системы (ГФ) — количество газа, выделивше­гося из 1 т (м3) продукта (нефти, газоконденсата) при атмо­сферных условиях. Величина ГФ нефти для различных рай­онов и глубин колеблется в широких пределах — от 5—8 до 1000—1200 м3/т. Показано [174], что при ГФ менее 550—600 м3/т пласт содержит залежь нефти, при ГФ более 1000—1200 м3/т — газоконденсата. Однако однозначных границ для различных фазовых состояний У В систем не определено. Так, Дж. Амикс и др. [25], описывая пять разновидностей УВ систем по их фазовому состоянию, выделил, в частности, «конденсатный газ», для которого граничные значения ГФ составляют 1400— 12500 м3/м3 и более при плотности флюида 0,740—0,780 г/см3. В ряде сводок указывается на целесообразность выделения так называемого промежуточного интервала ГФ, ограниченного значениями 535—1070 м3/м3. При значениях ГФ ниже 535 м3/м3 система определяется как нефтяная, а выше 1070 м3/м3— как газоконденсатная [174]. По материалам других публикаций верхний предел ГФ, еще характеризующий систему как неф­тяную, колеблется на уровне 552—574 м3/м3, переходный интер­вал характеризуется значениями ГФ в пределах 600—1068 м3/м3, более высокие значения ГФ типичны для газоконденсатных систем [>.9].

Условия формирования различных генетических типов УВ систем в значительной мере определяют особенности компонент­ного состава их газов.

Различными исследователями установлено [119, 131], что тя­желым нефтям сопутствуют так называемые метановые сухие газы, а легким — жирные газы, обогащенные гомологами метана. По­путные нефтяные газы по составу отличаются от свободных зна­чительно более высокой концентрацией УВ [131]. Газоконденсат­ные системы по степени жирности (или содержанию гомологов метана) занимают промежуточное положение между газами неф­тяных и газовых систем [131]. По содержанию С2+ высш. И. С. С — таробинец [151] выделяет четыре группы газоконденсатных систем (ГКС) — сухие (0—5%), полужирные (6—15%), жирные (11—25%) и высокожирные (> 25%).

Содержание кислых компонентов в попутных газах обычно не превышает 3—5% (реже 10—15%), а концентрация азота мо­жет достигать 40—50%, особенно в попутных газах нефтяных месторождений древних платформ. Весьма часто увеличение ко­личества азота сопровождается возрастанием относительной доли УВ С2 — С6, что является следствием естественной дегазации залежей [48].

При изучении разрезов бурящихся скважин газовым карота­жем представляют интерес и рассеянные газы. Рассеянные газы в породах находятся в следующих формах [26, 57]:

1) газы сорбированные (минеральной частью породы и органи­ческим веществом (ОВ); адсорбированные (поверхностью); аб­сорбированные (образование твердых растворов) и хемосорби — рованные;

2) водорастворенные газы;

3) окклюдированные газы (свободные в виде микровключений);

4) газогидраты (при определенных значениях температуры и дав­ления).

Сорбционная активность горных пород зависит от их минераль­ного состава, смачиваемости и влажности, количества ОВ, состава газа, температуры, давления и т. д. Из осадочных пород наиболее сильными адсорбционными свойствами обладают глины, наиболее слабыми — известняки. Влажность породы резко меняет ее адсорб­ционные свойства. При прочих равных условиях сорбция индиви­дуальных УВ возрастает с увеличением молекулярной массы газа. Во влажной породе рассеянные газы находятся как в сорбирован­ном, так и водорастворенном состоянии.

В подземных водах нефтегазоносных бассейнов всегда содер­жатся водорастворенные газы. Газонасыщенность подземных вод зависит от многих факторов (глубины, состава вод и газов и др.) и обычно колеблется в широких пределах — от 500 до 5000 см’/л (чаще 1000—2000 см3/л) [31, 151]. Основные газовые компоненты, растворенные в воде, — это азот, метан, углекислый газ, реже встре­чаются сероводород и гомологи метана.

Информация о составе и упругости водорастворенных газов является одним из критериев оценки перспектив нефтегазонос — ности регионов [25, 26]. В составе газов вод, залегающих вблизи залежей нефти и газа, преобладают УВГ. Вблизи залежей нефти в водах повышено содержание гомологов метана по сравнению с водами чисто газовых залежей [26], их содержание падает с уда­лением от залежи [26]. Концентрация УВ постепенно убывает с удалением от водонефтяного контакта. Непосредственное влия­ние состава растворенных в воде УВГ заметно на расстоянии 1 —

3 км [172], по Западной Сибири такое влияние отмечено на рас­стоянии до 19,5 км [14]. Фоновая концентрация УВ в водах неф­тегазоносных бассейнов составляет 100—800см3/л [172]. Обычно она возрастает с увеличением глубины залегания пород, т. е. в направлении к центральным частям прогибов и впадин. Вне зоны влияния залежей концентрация УВ С2—С5 составляет, как правило, меньше 25 см3/л. Во многих нефтегазоносных провин­циях наблюдается некоторое увеличение содержания гомоло­гов метана в водах с глубиной. По данным Ф. К. Салманова [135], состав газа (в % объемн.), растворенного в пластовых во­дах Западной Сибири, следующий: СН4 — 94,81, С2Н6 — 0,76, С^Н*- 0,62, С4Н,0- 0,46, С5НП — 0,20, С6НЫ -0,02, С02 — 0,5, N2 — 2,63.

Изучению компонентного состава водорастворенных газов различных регионов с целью оценки перспектив их нефтегазо — носности посвящен целый ряд работ [25, 131, 135, 153, 172].

Существует целый ряд классификаций залежей углеводоро­дов, в основу которых положены различные принципы [151, 174]. В работе [164] предлагается классификация залежей уг­леводородов, в которой основным критерием для разделения на классы является количественная физико-химическая харак­теристика углеводородов в пластовых условиях без учета гео­логических особенностей строения ловушки. Такой подход оказался возможным лишь после установления единой корре­ляционной зависимости для всех природных углеводородов (см. рис. 5.11). Предлагаемая авторами работы [164] классифи­кация позволяет систематизировать залежи природных угле­водородов по классам.

Установить жесткую границу между классами затруднитель­но. Для характеристики залежей смешанного типа необходимо определение средней молекулярной массы или плотности при пластовых условиях каждой фазы [164].

Несмотря на широкие исследования по геохимии газов и конденсатов, многие вопросы нефтегазовой геологии еще ос­таются спорными. Много неясностей возникает и при по­пытке использования состава газов для целей раздельного прогнозирования залежей нефти и газа как на региональ­ном, так и на поисковом этапах геологоразведочных работ.

Рис. 5.11. Зависимость М от рпл средней молекулярной массы от плотности природного углеводорода

Любой прогресс в этом вопросе имеет важное практическое значение, так как самым непосредственным образом может повлиять на выбор методики разведки, оптимизацию разме­щения скважин и т. п.

Известно несколько способов определения фазового состоя­ния УВ в залежи по составу газа. Ряд исследователей [131, 136] использует для этой цели отношение изосоединений к

Таблица 5.3 Классификация залежей природных углеводородов Класс Залежь Плотность углеводородов при пластовых условиях, г/см3 Средняя молекулярная масса углеводородов I Г азовая <0,225-0,250 <20 11 Г азоконденсатная 0,225-0,450 20-40 Ш Нефтяная переходного состояния 0,425-0,650 35-80 IV Нефтяная 0,625-0,900 72-275 V Тяжелой нефти и твердых У В >0,875 >225

тается [131], что в попутных газах отношение /’— СА/п—С4 со­ставляет для нефтяных залежей 0,2—0,6, для газоконденсат­ных 0,7—0,9, для газовых 1—2. Указанное соотношение свиде­тельствует [131] о наличии (/’—С4//г—С4 < 0,8) или отсутствии (/— СА/п—С4> 0,8) под залежью газа или газоконденсата про­мышленного скопления нефти. Показано также [136], что газы газоконденсатных залежей, характеризующиеся коэффициен­тами /— С5/п—С5 и /— С6//?—С6 менее единицы, как правило, связаны с нефтяными оторочками того или иного размера или являются шапками над нефтяной залежью. Если коэффици­енты больше единицы, то газоконденсаты не связаны с нефтя­ными залежами.

Для характеристики фазового состояния УВ систем использу­ются также так называемые газовые (флюидные) коэффициенты

[64, 104]: С,/С5 +, (С, + С2 + С3 + С4)/С5 +, (С2 + С3 + С4)/С5 +, С,/С2 +, С2/С3 + С4, С2/С3, С3/С4 и др.

Предложены и более сложные полуэмпирические коэф­фициенты [70, 174]. Например, Ю. П. Коротаев, Г. С. Степа­нова, С. Г. Критская считают [70], что можно определить фа­зовое состояние залежей УВ по параметру 2.2 — С2/С3 + (С|

+ С2 + С3)/С5+.

Используя методы математической статистики, они опре­делили величины Z и соответствующее им фазовое состояние залежей:

Залежи: Газовые..	Ъ >450

Газоконденсатные без нефтяной оторочки……………. 80—450

60-80 15-60 ..7-15 <7

Газоконденсатные с небольшой нефтяной

или газоконденсатной оторочкой………………………

Газоконденсатные с нефтяной оторочкой.

Нефтегазоконденсатные Нефтяные

Используются также отношения углеводородных и неуглево­дородных компонентов, [56], величина упругости газа и пр.

Хаким образом, большинство исследователей приходит к вы­воду о том, что состав газов и конденсатов можно использовать в качестве локального показателя фазового состояния УВ сис­тем в пласте.

За рубежом в 60-е годы была разработана методика, основан­ная на определении соотношения различных компонентов УВГ в ГВС и нанесении этих величин на специальные треугольные па­летки. Визуальная интерпретация получающихся картин дает ука­зания о характере пластового флюида. Данная методика широко применяется в фирме «Геосервис» [183]. Опробование методики на фактическом материале по месторождениям Пермской облас­ти показало, что геологическая эффективность трехкоординатной палетки при решении задачи прогнозной оценки характера насы­щения пластов-коллекторов составляет 85% [179]. Однако эта ме­тодика не лишена недостатков: в силу различных условий при про­ведении анализа газа на скважине и в лаборатории палеточные граничные линии фракций могут не соответствовать реальным скважинным данным. Палетки строятся не в функции глубины, что затрудняет увязку данных, разбросанных по глубине. При на­ложении результатов обработки на глубинную шкалу трудно на­нести на нее линии разделения фракций.

В последнее время за рубежом получает распространение ме­тодика, основанная на одновременном использовании следую­щих трех параметров, строящихся в функции глубин [192]:

и/ (^2 + С3 + … + С5) 1ЛГ|

"" (5 3|)

(С х;г.4.иг.4.п’ (5.32)

(С, +С2)

(С, + /С4 + иС4 + С5)

>

(/’ С4 + п С4 + С5)

Съ =—— —pH——— (5.33)

Основным параметром является Различным величинам этого параметра соответствуют различные флюиды, насыщаю­щие пласт. Установлено, что при ]УЬ < 0,5 пласт насыщен очень сухим газом, при повышении до 17,5 пласт также газонасы­щен, но возможно присутствие конденсата, величины 1¥ь от 17,5 до 40 соответствуют нефтенасыщенному пласту, а Щ, > 40 соот­ветствуют пласту с остаточной нефтью.

Параметр Вь, почти обратный параметру по мнению авто­ров [192], позволяет отделить угольные пласты от нефтенасыщен­ных, так как газ, содержащийся в угле, богат легкими фракциями

С, и С2. При совместной интерпретации этих двух параметров ха­рактер пластового флюида определяется следующим образом: при Въ > 100 интервал относят к насыщенному очень сухим газом; если Щ, соответствует газовой фазе, а Вк превышает то эта зона смешанного газонефтяного или газоконденсатного насыщения; если 1Уи соответствует нефтяной фазе и Вк меньше то выделя­ется зона нефтяного насыщения, причем плотность нефти тем выше, чем больше расхождение между кривыми этих параметров; при > 40 Вь может иметь гораздо меньшую величину, и этот случай соответствует остаточной нефти.

Параметр Сн был выбран как вспомогательный для исключе­ния ошибки при высоком содержании метана в газе, когда ис­пользование только параметров Щ, и В„ приводит к ошибочному заключению о характере пластового флюида. Он используется следующим образом: если Сн < 0,5, то выделение газонасыщен­ных интервалов по параметрам 1¥ь и Вь является корректным; если С,, > 0,5, то газовые зоны, выделяемые по параметрам IV,, и Вь, следует рассматривать как нефтенасыщенные.

Данные о И’!,, Въ и С], представляются в виде кривых в функции глубин в масштабе, соответствующем масштабу результатов ГИС.

Проанализируем возможности вышеописанной методики. Во- первых, при внимательном рассмотрении параметра стано­вится ясно, что он мало чем отличается от параметра (С2+высш.), используемого многими исследователями как стандартная харак­теристика состава УВГ [26, 131, 174]. В самом деле, сумма (С, + С2 + С3 + С4 + С5…) практически равна 100%, в результате чего после сокращения остается только (С2 + С3 + С4 + С5), т. е. (С2+высш.). Во-вторых, так как значения С2, как правило, не­значительны, параметр Вь близок к широко используемому «ко-

С,

эффициенту сухости» — [26].

2* 1 У

Оригинальным, пожалуй, является коэффициент С,„ но он имеет подчиненное значение.

Проверка методики на реальных составах УВГ для пластов раз­личного насыщения различных месторождений (см. табл. 5.4—5.10) показала, что выбранные авторами методики [192] граничные зна­чения не соответствуют реальному насыщению пластов. Так, неф­тенасыщенные пласты каменноугольных и девонских отложений попадают в разряд остаточной нефти, водоносные пласты попада­ют в разряд газоносных, нет четкости в различии газонасыщен­ных и газоконденсатных пластов и т. п.

Кроме того, к недостаткам данной методики следует отнести необходимость построения трех кривых в функции глубин и не­возможность ее применения при добавках в ПЖ нефти, сущест­венно искажающей состав тяжелых гомологов метана.

Проводилась работа по поиску критериев определения на­сыщения залежи на основе состава УВГ, имеющих большую информативность по сравнению с известными. Был опробо­ван целый ряд новых газовых коэффициентов, отличающихся от ранее известных тем, что в них используется в основном произведение компонентов друг на друга в различном сочета­нии. Такой подход резко увеличивает диапазон изменения га­зовых коэффициентов для различных характеров насыщения и в то же время этот диапазон остается достаточно узким для определенного характера насыщения, особенно для отдельных регионов.

Таким образом были найдены газовые коэффициенты С, С] С] С,2 • п

г г ’ г г ’ г г ’ V у и другие, значения кото-

^2 ^3 ^1 ‘~’3 ‘“’1 У~’2 угл -‘‘ТУ

рых могут служить критериями определения характера насыще­ния пласта (см. табл. 5.3).

Э. Е. Лукьянов предложил найти один обобщенный газовый коэффициент, с помощью которого можно было бы с большой вероятностью определить характер насыщения залежи.

Для этой цели им был предложен обобщенный показатель углеводородного состава (ОПУС) [86], свободный от большинст­ва недостатков, отмечаемых в предлагаемых ранее критериях.

В общем виде

ОПУС = Х С^-Х Сз —- Х (5 34)

(с2 +с3 +… + с„Г“1 ’

где п — порядковый номер компонента.

Значения Сь…, С„ берутся в относительных процентах. При проведении непрерывного хроматографического анализа возмож­но автоматическое определение значений ОПУС с привязкой к разрезу при использовании соответствующих масштабных ко­эффициентов. Особенностью ОПУС по выражению (5.38) являет­ся инвариантность к виду выходной информации хроматографа (абсолютные проценты, мВ, мА, см шкалы и т. д.).

Критерии определения характера насыщения пласта по газовым коэффициентам Критерий Значения для различного типа мюида Воды, контак­тирующие с залежью Газ Газоконденсат Нефть Окисленная (остаточная нефть) с? С, с3 > 100 >400 100-И 000 < 500 < 1 о . о О >0,1 <0,2 0,1 4- 1,0 <1 >0,7 о . о ,р " < 0,03 <0,02 0,02 4- 0,1 >0,02 >7,0 С? п ^угл ^ ГУ >40 >40 >30 <40 <1

246 Э. Е. Лукьянов, В. В. Стрельченко

Примечание: п— количество компонентов;

2 — сумма углеводородов, %;

2т у— сумма тяжелых (С2+высш.) углеводородов, %.

Для исключения влияния добавок нефти в промывочную жид­кость предлагалось [86] значения ОПУС определять по 4 или 3

первым компонентам:

ОПУС,

(5.35)

С, х С2 х С3

(С2+С3+С4)

ОПУС,

С, х С2

2

(С2 +С3)

• (5.36)

По ОПУС3 был определен характер насыщения 122 объектов по результатам газового каротажа разведочных площадей Перм­ской области (по материалам треста Пермнефтегеофизика). Эф­фективность разделения нефтенасыщенных (73 объекта) и водо­насыщенных (49 объектов) составила 0,91, что выше, чем по ме­тодике фирмы «Геосервис» для тех же объектов (0,85 [179]). Ре­зультаты этого определения показаны на рис. 5.12. Интересен ха­рактер распределения значений ОПУС3 для нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов, имеющих по 3 модальных значения — 0,64; 1,4 и 2,6 для нефтяных и 3,5; 6,0 и 11 для водоносных пла­стов. По мнению автора, это объясняется тем, что эти группиров­ки соответствуют различному характеру флюидонасыщения. Группа с модальным значением 0,64 соответствует нефтенасыщенным пластам с жирным газом и небольшим газовым фактором, группа пластов со значением 1,4 соответствует нефтенасыщенным пла­стам со средним газовым фактором и попутным газом средней жирности, а модальное значение 2,6 соответствует газонефтена — сыщенным пластам. Для водонасыщенных пластов группа пла­стов с модальным значением 3,5 соответствует водам, находящимся в непосредственной близости от залежи (близость ВНК); значе­ния 6,0 соответствуют водам, контактирующим с залежью на не­котором удалении (законтурные скважины), и значения 11,0 со­ответствуют водам бассейна (неперспективные скважины с боль­шим удалением от залежи).

На рис. 5.13 показаны гистрограммы распределения ОПУС3 и ОПУС4 для нефтяных залежей Западной Сибири (исходным материалом послужили результаты, изложенные в работе [164]). Зоны 1, 2 и 3 на рис. 5.13 соответствуют чисто нефтенасыщен­ным пластам, пластам с газонефтяным насыщением и пластам с конденсатно-нефтяным насыщением. Как видно из рис. 5.12,

ОПУСз

Рис. 5.12. Определение характера насыщения пласта по величине обобщенного показателя углеводородного состава

Рис. 5.13. Значения обобщенного показателя углеводородного содержания для месторождений Западной Сибири

5.13, для отдельных регионов диапазоны изменения значений ОПУС существенно сужаются, что увеличивает эффективность идентификации пластов с определенным характером насыще­ния.

Далее усилия были направлены на поиски таких значений ОПУС, которые имеют выраженную связь с обобщающей харак­теристикой УВГ.

Такой обобщающей характеристикой УВГ является их сред­няя молекулярная масса М. Поэтому был опробован ОПУС, имеющий хорошую корреляционную связь с УВГ и большой диа­пазон изменения:

ОПУС^ = С1 с2 Сз с4 с5 (5 37)

Молекулярная масса М связана с ОПУС’5 корреляционной зависимостью. Зависимость в диапазоне М от 21 до 32 и ОПУС’5 от 1000 до 250000 хорошо аппроксимируется уравнением

— 660000

М = 34—————- :————- . (‘5 38’»

ОПУС;+ 50000

При добавках нефти в ПЖ рекомендуется

ОПУС; = С| Сз2 Сз-. (5.39)

Был опробован также ОПУС, который включает все опреде­ленные на хроматографе углеводородные газы до С7 включитель­но, причем если УВ С, — С5 входят в выражение ОПУС непо­средственно, то более тяжелые УВ входят в него опосредованно, через выражение С2+высш.

Этот ОПУС пишется без каких-либо индексов, так как он действительно является обобщенным показателем углеводород­ного состава газов

ОПУС = -2~3 х—4 — х 100. С5 40)

С,(С2 + высш.) ‘ ■ ‘

ОПУС имеет хорошую корреляционную связь с М, выражаю­щуюся уравнение’.»

— /ОПУС п /с/пч

М = —-— + 19. (5.41)

Зависимость (5.41) справедлива для диапазона М от 20 до 39 и ОПУС от 3 до 1200, т. е. во всем практическом диапазоне изме­нения состава попутных газов.

Опробования ОПУС показаны в многочисленных таблицах, составленных по литературным данным [14, 18, 51, 92] с добав­лением в них значений ОПУС как геохимических критериев оп­ределения фазового состояния УВ в залежи.

Кроме таблиц 5.4—5.9, имеющих статистический характер, приводятся также таблицы с конкретными примерами примене­ния ОПУС для решения тех или иных задач. В табл. 5.10 показа­на возможность применения ОПУС для нахождения ВНК по данным опробования пластов на кабеле [18], в табл. 5.11 показан пример определения характера насыщения пласта по результа­там газового каротажа [178], а в табл. 5.12 показаны закономер­ности изменения ОПУС вокруг залежей УВ на месторождениях [14]. Во всех случаях ОПУС позволяют решать задачи по опреде­лению характера насыщения пласта и закономерностям измене­ния фазового состава.

В табл. 5.13 показаны критерии определения характера насы­щения пласта по ОПУС. Эти критерии носят глобальный харак­тер и, безусловно, должны быть уточнены для конкретных ре­гионов и районов работ, тем более, что подобные уточнения практически устранят небольшие перекрытия для различных ти­пов флюида (пример — табл. 5.8, 5.9, 5.10).

В принципе можно пользоваться всеми выражениями для обоб­щенного показателя углеводородного состава, приведенными в табл. 5.14, но предпочтительнее использовать ОПУС № 4 и осо­бенно ОПУС № 5, имеющими хорошие корреляционные связи со средним значением молекулярной массы.

Примеры непрерывного определения ОПУС при проведе­нии газового каротажа будут показаны в других разделах, здесь же следует отметить, что, хотя с помощью ОПУС удается ми­нимизировать вредные влияния добавок неразгазированной неф­ти в ПЖ, это влияние все же искажает их абсолютные значе­ния. Большое значение имеет и степень извлечения газов из ПЖ, в связи с чем остро стоит вопрос о скорейшем внедрении в практику работ высокоэффективных принудительных мето­дов дегазации.

На рис. 5.14 показана номограмма для определения фазового состояния углеводородных систем в пластовых условиях через ГВС, определенный по выражению (5.41) или непосредственно (см. раздел 5.7) при условии высокоэффективной принудитель­ной дегазации ПЖ и отсутствии в ПЖ добавок сырой нефти. От значения М ГВС (точка А) проводится горизонтальная прямая до пересечения с кривой (точка В), откуда опускается перпенди­куляр на шкалу плотности (точка С). Продолжение прямой АВ (точка П) дает среднее значение молекулярного веса углеводо­родной системы.

Таким образом, предложенные и опробованные новые газовые коэффициенты, названные обобщенными коэффициентами угле­водородного состава (ОПУС), показали их высокую информатив­ность и универсальность и геохимическую связь с молекулярной массой УВГ. Показана реальная возможность по представительным анализам газа на хроматографе, полученном из проб, отобранных пластоиспытателем на трубах, опробователем на кабеле или извле-

Средний состав газов газовых месторождений бывшего СССР (по [131]) Глубина залежи (от — до), м Количество 1 залежей Состав газов, % об Вес 1 м3 газа, кг Газовые коэффициенты ОПУС сн4 с2н6 с3н8 С4НЮ С5Н,2 2С,- -с5 со2 N. С2 Сз с3 с4 С2+С4. с2*с5 С3+С4 500-500 25 97,84 0,13 0,05 0,04 0,04 0,26 0,24 1,56 0,7305 2,6 1,2 3,4 1,89 0,00003 500-1000 65 96,73 0,51 0,17 0,09 0,10 0,87 0,28 2,12 0,7410 3,0 1,8 3,52 2,35 0,00091 1000-1500 32 94,23 1,33 0,41 0,19 0,27 2,20 0,27 3,30 0,7620 3,2 2,1 3,72 2,67 0,0013 1500-2000 18 93,6 2,44 0,68 0,28 0,51 3,91 3,31 2,16 0,7747 3,5 2,4 4,0 3,07 0,066 >2000 14 89,17 4,35 1,19 0,42 1,06 7,02 2,65 1,18 0,8344 3,6 2,8 4,0 3,36 0,36

ч

Таблица 5 .6 Компонентный состав газоконденсатных систем (по [51]) Расчетный состав, % Действительный состав, % Наименование Газоконденсатная система с газовым фактором, м3/т Трапный газ Газ из трапного конденсата Стабильный конденсат 1800 3000 4500 6500 10000 Метан 81,22 85,47 87,64 88,99 90,23 92,45 65,21 0,28 Этан 3,90 3,91 3,99 4,06 4,07 4,14 9,97 0,09 Пропан 1,78 1,76 1,75 1^4 ‘ 1,73 1,72 10,01 0,76 Бутан 1,30 1,12 1,03 0,99 0,94 0,83 8,98 3,39 Пентан 1,43 1,18 1,05 0,96 0,89 0,76 3,99 5,99 Гексан 0,58 0,36 0,25 0,17 0,11 — 1,27 4,78 Высшие 9,74 6,07 4,17 2,98 1,92 — 0,03 84,30 Углекислый газ 0,15 0,13 0,12 0,11 0,11 0,1 0,54 0,41 Молекуляр­ный вес системы 27,65 23,85 21,94 20,66 19,61 17,65 28,0 102,8 ОПУС 0,852 0,739 0,704 0,690 0,576 0,652 160,1 —

Состав основных компонентов нефтяных попутных газов по [131]) Возраст вмешающих пород Содержание, Ус с2+ сн4 Л-С4 /-с4 я-С5 /-с5 ОПУС сн4 с2н6 С3Н, с4н1( С5Н)2 с„н14 6 14 Н25 со2 N. Не Аг Плиоцен 90,9 3,3 1,8 1,0 0,9 — — 1,8 0,3 — 7,0 12,98 0,49 0,39 0,84 Миоцен 84,57 2,56 1,47 1,06 1,45 — 0,01 7,68 1,20 0,52 6,54 12,93 — 1,36 1,04 Олигоцен 76,10 5,11 6,16 6,35 3,29 0,05 0,06 1,48 1,40 — 20,96 3,63 0,90 0,86 41,2 Эоцен 76,02 7,46 6,32 3,35 3,32 — — 3,28 0,26 0,13 20,44 3,72 — 0,51 34 Палеоцен 76,91 5,67 4,60 3,26 2,75 0,-07 — 3,73 0,08 — 16,28 4,91 — 0,02 18,5 Нижний мел 87,33 3,13 2,00 0,82 0,22 0,02 1,23 1,67 3,58 0,15 6,19 14,11 0,60 — 0,179 Юра 72,36 8,44 6,25 5,62 1,71 — 0,86 1,47 3,29 0,18 22,02 3,29 0,70 0,70 31,8 Нижняя пермь 59,92 14,96 10,13 5,36 2,04 0,18 1,27 1,00 5,14 0,35 32,67 1,83 1,36 0,80 84,6 Средний карбон 39,49 14,46 13,09 6,96 3,33 0,13 0,87 0,52 21,24 — 37,97 1,09 — — 290 Нижний карбон 56,52 10,11 8,59 4,47 2,21 0,12 0,85 1,53 15,60 0,65 25,50 2,22 2,40 0,90 59,5 Девон 44,63 14,82 16,13 7,99 3,16 0,35 0,16 0,48 12,28 2,50 42,45 1,05 3,00 1,00 318

Таблица 5.8 Среднее содержание компонентов в газовых месторождениях с сухим и жирным газом (по [131]) Газ Содержание компонентов, % об ОПУС СН4 с2н6 с3н8 с4н10 Ь1, Аг Не СО, Сухой 95,2 ±0,34 0,50 ±0,02 0,16 ±0,01 0,10 ±0,01 3,86 ±0,26 0,03 ±0,03 0,02 ±0,004 0,46 ±0,03 0,011 Жирный 88,8 ±0,43 3,99 ±0,19 1,39 ±9,09 0,51 ±0,04 5,02 ±0,43 0,046 ±0,01 0,09 ±0,02 0,55 ±0,07 0,540

Таблица 5.9 Среднее содержание компонентов в свободных газах газонефтяных и попутных газах нефтяных месторождений (по [131]) Газ СН4 с2н6 с3н8 с4н|0 с5н12 с6н,4 N. Аг Не со2 ОПУС Свободный газонефтяных месторождений 80,6 ±0,73 6,00 ±0,30 3,50 ±0,30 1,45 ±0,50 0,68 ±0,32 0,10 ±10 6,20 ±0,42 0,08 ±0,02 0,07 ±0,01 1,45 ±0,13 2,2 X 2 Наиболее сухой 76,4 ±2,1 4,6 ±0,5 2,5 ±0,4 1,3 ±0,3 1,8 ±0,3 0,44 ±0,14 8,4 ±4,3 0,04 ±0,01 0,026 ±0,00( 2,0 ±0,5 3,3 -е 5 о е=г X £ 3Ч — О Сухой 62,2 ±1,7 14,0 ±0,8 10,5 ±0,9 4,6 ±0,4 2,2 ±0,3 0,86 ±0,4 5,3 ±1,0 0,04 ±0,01 0,025 ±0,001 4,6 ±0,3 74 э & — н Средний 38,6 ±0,7 16,9 ±0,9 17,3 ±1,0 8,3 ±0,6 3,6 ±0,2 1,10 ±0,19 13,0 ±0,6 0,03 ±0,01 0,045 ±0,06 1,1 ±0,1 583 о с Жирный 12,5 ±0,6 16,6 ±0,7 30,5 ±0,6 13,7 ±0,5 4,7 ±0,4 0,8 ±0,1 20,1 ±0,7 0,04 ±0,01 0,03 ±0,02 1,7 ±0,8 4000

Состав углеводородов пластовых газов Волго-Уральской нефтегазоносной области (по [92]) Пластовые газы Состав углеводородов, % об ОПУС сн4 с2н6 с3н8 с4н|0 С5Н12+ высш. Природные газы 90,5 — 94,2 3,3-6,4 0,6 — 2,2 1,7 0,3- 1,6 0,8 0,3-1,4 0,7 0,638 91,7 5,1 Попутные (нефтяные) газы пермских отложений 27,6 — 79,2 8,6 — 26,6 8,0 — 29,0 16,5 2,4 — 16,3 7,0 1,1 — 12,3 3,8 354 53,0 19,7 Попутные газы каменно-угольных отложений 31,6-50 9,5-29,2 ‘ 22,9 14,1 — 35,2 2,9-18,5 2,2-11,0 5 987 40,7 21,9 9,5 Попутные газы девонских отложений 35,0 — 55,5 47,6 11,9-28,2 21,2 12,5-29,7 4,0-15,7 1,2-8,6 465 20,0 7,6 3,6 Газы пластовых вод, контактирующих с залежами нефти и газа 84,0 — 100 0-14,0 0-4,5 0-4,1 0,2 — 0,153 91,6 7,4 0,8

Примечание: в числителе — пределы колебаний, в знаменателе — средние значения.

V

Таблица 5.11 Состав газа, отобранного опробователем в пластах с водонефтяным контактом (по [18]) Место взятия пробы Интервал, м Характеристика пласта Глубина отбора пробы, м Содержание, % сн4 с2н6 С3Н8 с4н10 с5н!2 ОПУС Площадь Мустафино, скв. 7 1662,4- 1684,8 Неоднородный песчаник, верхняя часть (1662,4— 1664 м) — нефтенасыщен­ная, ниже 1664 м — водоносная 1662.5 1663.0 1663.5 1664.0 1664.5 1665.0 1665.5 1666.0 26,8 38.0 54.4 55.4 75,7 75,6 90.5 99.1 3,6 2.5 3,0 3.6 1,8 2,9 5,5 0,6 21.4 12,7 11,0 11.5 4.5 9,9 1.6 0,3 26,8 25,3 19,1 18,7 9,8 8,5 2,4 21.4 21.5 12.5 10,8 8,2 3,1 4965 733 317 338 35,3 41,0 2,4 0,2 Площадь Старо — Шигаево, скв. 4 1849,2— 1848,8 Неоднородный песчаник, верхняя часть (1843,2— 1844,8 м) — нефтенасы­щенная, подошвенная — водоносная 1843.6 1844,0 1844,4 1844,8 1845,2 1845.6 49,2 50.0 16,4 18.0 92,0 95,7 27,7 1,8 12,0 6,5 5,4 1,8 20,0 19,8 40,0 27,3 1.7 1.8 3,1 21,4 25,2 29,0 0,9 0,7 7,0 6,4 9,2 68,7 213 5616 3207 1,12 0,55 Площадь Хомутовская, скв. З 2287-2299 Песчаник; верхняя часть пласта в интервале 2287,0—2291,4 м в некото­рой степени нефтенасы­щенная, нижняя часть — водоносная 2288,4 2289.0 2290.0 2293.0 2294.0 56.5 61.5 79.5 81.5 86,0 8,5 7,0 13,6 8,3 7,9 5,6 3,5 2.3 3,8 3.4 15.4 10.5 4,6 3,2 2,0 14.0 17.1 3,2 0,7 417 186 8,8 21,4 3,1

Таблица 5.12 Состав пластовых газов (в % об), полученных при проведении ТВД бурового раствора из скв. 14 Мусинского месторождений (Башкирия) [178] Глубина отбора проб, м СН4 с2н6 с, н, с4н|0 С5Н|2 с6-н14 ОПУС Породы, насыщенные газоконденсатом 1676,0 77,3 14,2 5,7 2,8 — — 12,9 1676,0 82,5 9,3 4,9 2,6 0,7 — 5,74 1682,0 73,5 15,4 6,3 4,6 0,4 — 14,7 1700,5 79,5 11,2 5,9 2,7 0,7 — 7,66 Переходная зона «Газоконденсат-нефть» 1702,0 72,0 14,4 7,6 4,5 1,5 — 36,6 1703,0 69,8 14,2 9,3 4,4 1,5 — 41,3 1704,0 73,2 13,5 8,3 3,6 1,2 — 26 1706,0 71,3 10,6 1 9,1 6,0 3,0 — 84,8 Нефтеносные породы 1708,0 60,0 19,2 10,8 6,0 3,6 0,4 187 1709,0 64,5 16,1 11,8 5,0 2,1 1,0 87 1710,5 58,4 14,0 13,8 8,0 3,2 2,6 137 1712,0 56,5 14,6 18,2 7,9 6,0 1,8 512 1713/0 55,6 17,4 14,0 7,6 3,8 1,6 285 1714,0 48,8 14,8 15,0 10,7 7,4 3,3 703

ценного из ПЖ при проведении газового каротажа в процессе бу­рения, с высокой степенью достоверности прогнозировать фазовое состояние углеводородов в пласте, решать вопросы оперативного выделения перспективных интервалов в процессе бурения, коррек­тировать программу последующих промыслово-геофизических ис­следований и интервалы испытания пласта. Однако ОПУС может оказаться полезным не только промысловому геологу, но и для ре­шения задач региональной нефтегазовой геологии и геохимии с целью выделения газонефтематеринских пород и при комплексном изучении нефтегазоносных бассейнов.

Изменение газогидрохимических показателей нефте — и газоносности вокруг залежей УВ на месторождениях (по [14]) № СКВ. Интервал перфора­ции в метрах Индекс пласта кон­тура неф­теноснос­ти, км Состав газа, % об С2+ высш. сн4 сн4 с? н6 ОПУС сн4 с2н6 с, н8 с4н|0 С 2 +высш. Сз +высш. Сз+высш. Уренгойское 117 2733—2738 БУц 0 86,55 4,52 1,99 0,74 12,56 6,89 10,75 0,56 0,612 34 2743—2758 __ 2,8 93,83 2,65 0,57 0,15 3,38 27,78 129,60 3,67 0,071 116 2859-2869 БУ,„„ Т) 80,51 5,72 5,5 3,42 16,67 4,83 7,35 0,52 8,02 82 2887-2905 ^ — 2,1 П 91,37 3,37 0,85 1,83 6,88 13,34 26,14 0,96 0,833 165 2870—2877 — 2,8 95,03 3,12 0,56 0,02 3,78 25,16 144,5 4,74 0,0097 Тарасовское 71 2649-2655 БП, П_,, 0 80,4 6,75 4,72 1,67 13,5 5,9 12,0 1,01 4,9 73 2839-2854 10,0 85,5 1,84 0,81 0,25 2,9 29,3 79,2 1,42 0,15 95 2812-2819 — 19,5 94,2 1,55 9,69 0,22 2,46 38,3 103,2 1,71 0,10

№ п/п	Обобщенный показатель углеводородного состава	Значения для различного типа флюида
Газ	Воды, кон­тактирующие с залежью	Газоконден­сатные и га­зонефтяные залежи	Нефть	Окисленная (остаточная) нефть
1	1 1 и ! х и’	7-300	2-25	2-10	0,5-5	<0,25
(С 2 + С3)2
2	X и1 1 х ■ 1 и~	2-30	0,9-6	0,7-2	0,08-0,95	<0,05
(С2 + С3 + С4)3
3	С, х С2 х С3	О 00 I т о*	100-200	160-760	500-9000	>9000
3
4	и і 1 х і * 1 и х 1 1 X I 1 и|	0,0002-100	1-25	100-1100	700-250000	>250000
5
5	и X и X 0|	0,00003-0,65	0,1-1	0,65-5	3,3-1200	>1200
С, (С, + высш.)

м

глс

МО Л ушбоВоро&ых

Систем /

400 плостооь/х ислосиях

ОПУС = * /00 ^(Сг+оысш)

300-

/оо- 90 — ВО — Ю —
60 —
50 —
40-
30
£0-	8аь	1
16-	. !	71

0,9 Л Чен

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

Рис. 5.14. Плотность б пластовых условиях

Комментарии запрещены.