27.03.2021

Характер фазового состояния залежей углеводородов по разрезу и по площади


Фазовое состояние УВ в залежах при отсутствии широкой вертикальной миграции между комплексами (горизонтами) зависит главным образом от типа РОВ и степени катагенеза. Для мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности установлена генетическая связь физико-химических свойств и состава нефтей и газов с РОВ вмещающих пород. Эти данные говорят об отсутствии значительных перетоков флюидов между нефтегазоносными толщами.

Следовательно, можно сделать вывод, что относительную роль фаз в том или ином комплексе пород можно прогнозировать по соотношению этих фаз в уже открытых залежах. С этой целью предлагается следующая методика.

1. Для каждого нефтегазоносного горизонта по выявленным залежам нефти, газа и конденсата подсчитываются в пересчете на поверхностные условия весовые запасы жидких и газообразных УВ (в т).

2. Подсчитывается среднее содержание газообразных УВ на отдельных участках (месторождениях) в процентах от суммарных геологических запасов всех УВ.

Кроме того, определяется средневзвешенная по запасам плотность всех углеводородных флюидов (нефть, конденсат, растворенный и свободный газ) в каждой отдельно взятой залежи. На графике (рис. 3), построенном по этим двум параметрам (среднему содержанию газообразных и средневзвешенной плотности флюидов), показан тип залежей. Выделяется несколько зон (классов), каждая из которых характеризуется наличием точек, относящихся (по преобладанию) к определенному классу залежей по фазовому состоянию. Как это видно из графика, средневзвешенная плотность углеводородных флюидов в залежах и доля газообразных в них закономерно меняются в зависимости от типа залежей, характерных для каждого класса. Для каждого из шести нефтегазоносных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской равнины в соответствии с расчетными данными построены карты изолиний процентного содержания газообразных УВ в залежах. В случае отсутствия данных по запасам жидких и газообразных УВ в залежах или отсутствия последних предположительные изолинии процентного содержания газообразных проводятся с учетом литолого-фациальной характеристики горизонта. Эти карты фактически представляют собой прогноз фазового состояния УВ в залежах для территорий и частей разреза, которые еще не охарактеризованы бурением.

Нефтяные залежи (I класс) с растворенным газом (иногда с незначительными газовыми шапками) преимущественно развиты в зонах, оконтуренных изолиниями 10-15% и меньше. Средняя плотность УВ варьирует от 0,76 до 0,9 г/см3.

Нефтяные залежи с газовыми шапками (II класс) - в зонах изолиний от 15 до 30%. В газе газовых шапок может быть и конденсат, но в сравнительно небольших количествах. Средняя плотность меняется от 0,6 до 0,76 г/см3.

Нефтеконденсатные залежи (III класс) - в зонах изолиний 30-70%. Это могут быть нефтяные залежи с газоконденсатными шапками или газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками. Средняя плотность здесь значительно увеличивается и составляет уже 0,2-0,6 г/см3.

Газоконденсатные залежи (IV класс) развиты в зонах изолиний 70-95%. Средняя плотность 0,0007-0,2 г/см3.

Газовые залежи (V класс) находятся в зонах с содержанием газообразных более 95%. Возможно и более дробное (детальное) прогнозирование, особенно для газоконденсатных залежей.

Зная в каждом нефтегазоносном горизонте или комплексе суммарные запасы УВ, по значениям изолиний процентного содержания газа можно подсчитать потенциальные ресурсы отдельно нефти, растворенного, свободного газов и конденсата.





Яндекс.Метрика