Определение контакта газ-нефть

Наличие свободного газа в нефтяном пласте до начала разработки месторождения определяется соотношением содержаний жидких и газообразных углеводородов в залежи, при котором пластовое давление оказывается недостаточным для полного растворения газа и в пласте устанавливается термодинамическое равновесие, обуславливающее сосуществование двух фаз.

Состав газа в газовой шапке определяется закономерностями выделения различных углеводородных компонентов из нефти в свободное состояние, которые зависят от растворимости УВ в нефти при определенных температуре и давлении. Зная эти зависимости, можно представить количественное соотношение различных углеводородных компонентов в жидкой и газообразной фазах продуктивного пласта.

Особенности перехода различных углеводородных газов из жидкой (нефтяной) фазы в свободную изучаются по данным анализов глубинных проб нефти, отобранных непосредственно с забоя скважины, с сохранением в ней пластового давления и растворенного газа.

На рис. 15 представлен график растворимости углеводородных газов в нефти в зависимости от давления. При составлении графика использовались результаты анализов нефти, состав газа которой типичен для нефтяных месторождений в каменноугольных отложениях Саратовского Поволжья. Состав газа, %:

СН₄ -85,11; С₂Н₆ – 5,79; С₃Н₈-4,75; С₄Н₁₀ -2,78; С₅Н₁₂ - 0,93; С₆Н₁₄-0,25.

Газ этого состава при давлении 10,3 МПа полностью растворен в нефти, вследствие чего все кривые на уровне ординаты 10,3 МПа сходятся в одной точке (рис. 15). Малейшее снижение давления приводит к образованию газовой фазы, углеводородный состав которой определяется растворимостью каждого углеводородного компонента в нефти при данных температуре и давлении. Так, при снижении давления на 1 МПа ниже давления насыщения в нефти остаются в растворенном состоянии, %:

СН₄ - 93; С₂Н₆-97; С₃Н₈-97,5; С₄Н₁₀ -98; С₅Н₁₂-99; С₆Н₁₄-99,5.

При дальнейшем снижении давления растворимость в нефти отдельных компонентов постепенно снижается в соответствии с поведением кривых растворимости, представленных на рис. 16.

В условиях нефтяных месторождений образование газовой фазы (газовых шапок) происходит путем выделения газа из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения. При этом каждый углеводородный компонент выделяется в свободную фазу по описанной выше закономерности. В соответствии с ней должно установиться определенное соотношение между компонентными составами газа, растворенного в нефти и выделившегося в газовую шапку. Как видно, на рис. 16 кривая газа и нефтяной части залежи характеризуется значительным увеличением доли тяжелых углеводородов по сравнению с их долей в газовой фазе.

Соотношение между составами газа в газовой и нефтяной частях залежи зависят от состава газа, растворенного в нефти, ее свойств, а также от пластового давления и давления насыщения. Для различных месторождений Саратовского и частично Волгоградского Поволжья в зависимости от свойств нефти и состава газа соотношения содержаний отдельных углеводородных компонентов в газах и нефтях могут колебаться в следующих пределах:

С₂Н₆ – 1:2-1:5; С₃Н₈ – 1:7-1:10; С₄Н₁₀ – 1:7-1:10; С₅Н₁₂ -1:4-1:6; С₆Н₁₄-1:2-1:3.

Это означает, что газообразная фаза месторождений должна содержать по сравнению с жидкой (нефтяной):

- этана меньше в 2-6 раз,

- пропана – в 7-10 раз,

- бутана – в 7-10 раз,

- пентана – в 4-6 раз,

- гексана – в2-3 раза.

Следовательно, при газовом каротаже продуктивных горизонтов переход из газовой части пласта в нефтяную должен характеризоваться резким скачком в содержании отдельных углеводородных компонентов.

Используя приведенные данные, можно не только определить наличие контакта газ-нефть, но и по составу газа в нефтяной части месторождения составлять теоретические кривые характеристики его в газовой шапке, и наоборот.

Допустим, при газовом каротаже скважины был выделен газовый пласт, характеризующийся следующим компонентным составом, % углеводородного газа:

СН₄ - 97; С₂Н₆-2,1; С₃Н₈-0,4; С₄Н₁₀ -0,3; С₅Н₁₂-0,18; С₆Н₁₄-0,02.

При наличии нефтяной оторочки в этом пласте средний компонентный состав газа, растворенного в нефти, должен иметь следующий состав, %:

СН₄ – 85,04; С₂Н₆-8,4; С₃Н₈-3,2; С₄Н₁₀ -2,4; С₅Н₁₂-0,9; С₆Н₁₄-0,06.

Таким образом, по результатам изучения пласта в одной скважине можно прогнозировать характеристики его в скважинах, расположенных в других структурных условиях. Теоретическое предвидение ожидаемых результатов исследования скважин имеет большое практическое значение, способствуя более правильной и уверенной интерпретации получаемых результатов.