К оглавлению

УДК 553.981

Изучение процесса газообразования по содержанию инертных компонентов в свободных газах

В. В. ТИХОМИРОВ, Е. С. БАРКАН (ВНИГРИ)

В настоящее время опубликовано много работ, в которых предприняты попытки использовать величину концентраций инертных компонентов (аргона, гелия, азота и т. д.) в свободных газах для изучения глубины, масштабов и термодинамических условий процесса газообразования.

Еще в 1950 г. А.Л. Козлов [3] предложил метод определения величины пластового давления в зоне образования свободного газа по содержанию аргона. В последнее время этот метод был использован для изучения условий формирования свободных газов Прикуринской низменности [2] и севера Западной Сибири [1]. А.С. Панченко [5] предлагает определять глубину газообразования по взаимоотношению гелия и аргона. Ф. С. Рабкин [6] разработал метод оценки прогнозных запасов газа по содержанию в нем гелия, а В.А. Терещенко [7, 8] несколько позже рекомендовал методы оценки масштабов газовыделения и запасов газа в отдельных залежах по содержанию воздушного аргона.

Во всех перечисленных случаях авторы, решая поставленные задачи, настолько упрощали реальные условия, что полученные результаты теряли всякую практическую ценность. К числу главных недостатков следует отнести пренебрежение изменением фазовых взаимоотношений «газ - вода» с глубиной и отсутствие анализа самого процесса газообразования, поскольку, несомненно, именно эти факторы наиболее существенным образом влияют на содержание микропримесей инертных газовых компонентов.

В настоящей работе предпринята попытка детально проанализировать указанные факторы и выяснить их относительную роль. Если ранее [9] были рассмотрены принципиальные основы использования отдельных химически пассивных газовых компонентов в качестве репера, то ниже на основании строгих физико-химических представлений исследуются основные факторы, влияющие на их содержание в свободных газах в процессе газообразования.

Прежде чем перейти непосредственно к анализу, следует оговориться, что здесь и далее под газообразованием понимается образование в термодинамических условиях недр свободного (пластового) газа, а под дегазацией - потеря этого газа вследствие его миграции. Очевидно, что газообразование и дегазация недр в таком понимании способствуют перераспределению инертных газовых компонентов между пластовыми жидкостями и газами и частичной потери их в атмосферу.

Вывод основных уравнений

В процессе формирования газовых залежей можно выделить три основных этапа: 1) газообразование, 2) миграция свободного газа, 3) аккумуляция (газонакопление) и сохранение его в отдельных залежах. Проведенные нами расчеты фазовых равновесий и характер фактического распределения концентраций инертных компонентов в свободных газах свидетельствуют о том, что состав газовых залежей определяется условиями газообразования и газонакопления. В связи с этим при решении поставленной задачи необходимо различать начальный и конечный состав свободных газов. Первый формируется непосредственно в зоне газообразования, второй - это состав газа в момент исследования. Разница между начальным и конечным составами может быть весьма значительной и зависит от дальности миграции газа в свободной фазе и от разницы в геохимической обстановке зон газообразования и газонакопления. В случае сингенетичности свободного газа и окружающих его пластовых вод этой разницы нет.

Совершенно очевидно, что для решения вопросов об условиях и масштабах газообразования необходимо знать начальный состав газа, а подмена его конечным ведет к неправильным результатам и выводам. Поэтому прежде чем приступать к решению поставленных задач, необходимо либо- определить начальный состав газа, либо доказать его сингенетичность с законтурными водами. Это очень сложные самостоятельные задачи, требующие отдельного решения, и в настоящей работе они не рассматриваются.

Предположим, что в результате предварительных исследований нам удалось установить начальный состав свободной газовой фазы. Проанализируем, как зависит этот состав от условий газообразования.

Пусть в произвольном объеме пластовой воды Vв0 растворено некоторое количество инертного газового компонента i, скорость генерации которого пренебрежимо мала по- сравнению со скоростью газообразования. После образования свободного газа справедливо следующее уравнение материального баланса:

где- начальная концентрация компонента i в воде, мл/мл;- остаточная концентрация того же компонента в воде, мл/мл; Vi - объем компонента i, перешедшего в газовую фазу, мл.

В формуле (1) и во всех последующих уравнениях все величины, связанные с объемными характеристиками газа (концентрация, объем и т. д.), отнесены к нормальным условиям (0 °С, 0,1 МПа). В дальнейшем для упрощения вида получаемых уравнений примем Vв0=1.

Объемная концентрация любого компонента i (мольная доля) в выделившейся газовой фазепо определению равна

где Vг - объем пластового газа, выделившегося из объема воды Vв0.

Так как для достаточно малого промежутка времени всегда можно принять, что образующаяся система «газ - вода» равновесна, величинуможно выразить через константу фазового равновесия

где Ki - константа фазового равновесия при температуре и давлении в зоне газообразования; - мольная доля компонента I в воде. Для минерализованной воды величина  определяется следующим уравнением

где q- содержание солей в водном растворе, вес. %; dB - плотность водного раствора, г/см3.

Константу фазового равновесия в минерализованной водеможно выразить через константу фазового равновесия в чистой воде по уравнению

где m - концентрация растворенной в воде соли, г-экв/л; Si - коэффициент Сеченова для компонента i.

Комбинируя уравнения (3-5), получим

где

Величина аi отражает влияние термодинамической обстановки в зоне газообразования на содержание компонента i в выделившейся газовой фазе и может меняться в широком диапазоне. Например, в случае гелия ai с глубиной увеличивается от 1 до 30.

Решая далее уравнения (1), (2) и (6) относительно Сiг при принятом условии, что Кв0 = 1, получим

Это уравнение характеризует зависимость содержания компонента i в выделившемся газе от пластовых условий и масштабов газообразования в случае, когда весь свободный газ либо полностью сохраняется в зоне газообразования, либо мигрирует только после завершения процесса газообразования.

Весьма очевидно, что в природных условиях процессы образования и миграции пластового газа идут одновременно и взаимосвязанно, так что процесс дегазации недр носит ступенчатый характер. Физический смысл этого заключается в том, что выделившийся из воды газ начинает мигрировать из зоны газообразования только после достижения некоторого предельного объема V0. Последний представляет собой тот максимальный объем пластового газа, который порода может удержать в заданном объеме порового пространства в распыленном состоянии при отсутствии газоупора. При достижении этого предела часть газа (aV0) отрывается, мигрирует и теряется зоной газообразования. Другая часть пластового газа в силу различных причин, обусловленных коллекторскими свойствами пород, остается в зоне газообразования. Принимая новые порции выделяющегося газа, эта часть пластового газа увеличивается, достигает объема V0 и снова теряет долю, равную aV0. Таким образом, непрерывный процесс газообразования сочетается с прерывистой дегазацией. При этом следует иметь в виду, что при условии дегазации недр величина aV0 по своему физическому смыслу не может быть равной нулю.

Заметим далее, что в рассматриваемом процессе возможны два крайних случая: 1) газообразование происходит при стационарных физико-химических условиях, вследствие генерации некоторых газовых компонентов, например УВ, 2) газообразование происходит при отсутствии генерации, вследствие изменения термодинамической обстановки. В первом случае в течение всего процесса величины ai, a и V0 являются относительно постоянными, во втором - переменными.

Газообразование при стационарных условиях. В случае стационарного процесса содержание компонента i в свободном газе первой ступени дегазации согласно уравнению (8) будет равно

После миграции и потери части газа оставшееся количество компонента i в системе «единица объема воды + К0» составит

Для концентрации этого компонента в газовой фазе второй ступени разгазирования согласно (6) имеем

Соответствующее уравнение материального баланса при принятом условии, что Vв0=1 запишется в виде

Комбинируя уравнения (10-12), окончательно получим

Продолжая подобные преобразования для последующих ступеней, нетрудно получить общее выражение концентрации компонента i в n-й порции газа, теряемой зоной газообразования

В этом уравнении коэффициент характеризует зависимость содержания компонента i в отдельных порциях мигрирующего свободного газа от стадии дегазации. Увеличение значения a, означает, что объем порций теряемого газа растет, ступенчатость процесса дегазации проявляется наиболее выражений, и содержание компонента i в свободном газе меняется в процессе газообразования наиболее резко. Если величина a уменьшается, коэффициент k стремится к единице, и диапазон изменения концентрации компонента i в газовой фазе в процессе газообразования уменьшается.

Уравнение (14) характеризует содержание компонента i в отдельных порциях газа, теряемого зоной газообразования. Однако, несомненно, что исследуемые газовые скопления сформировались в результате суммирования всех или части этих порций. Если предположить, что относительное участие этих порций пропорционально толькото начальное содержание компонента i в газовых залежах при стационарных условиях газообразования будет определятся уравнением

где суммирование производится по номеру ступеней разгазирования, свободный газ которых участвовал в формировании залежей, а r - их общее число. В случае, если в формировании залежи участвует газ подавляющего большинства ступеней, что представляется достаточно вероятным, сумма, стоящая в уравнении (15), представляет собой геометрическую прогрессию. Раскрывая ее, получим

Уравнение (16) характеризует зависимость окончательной концентрации компонента i в залежи от термодинамических условий и характера процесса газообразования.

Заметим далее, что поскольку коэффициент k всегда меньше единицы, из последнего уравнения следует, что по мере роста величины r влияние термодинамического фактора на содержание компонента уменьшается. При достаточно большом числе ступеней дегазации (r) его концентрация в залежи будет стремиться к величине

При этом чем больше a, тем быстрее концентрация компонента в залежи газа перестает зависеть от термодинамической обстановки в зоне газообразования. Уравнение (17) показывает, что в случае достаточно больших масштабов газообразования, когда фактически весь начальный объем компонента i переходит в газовую фазу, его содержание в скоплении свободного газа определяется отношением этого начального объема к объему всего газа, выделившегося из единицы объема пластовой воды

Газообразование при нестационарных условиях. В случае нестационарного процесса, когда газообразование связано с изменением термодинамической и геохимической обстановки, величины  становятся переменными, и получить общие уравнения для концентрации компонента i в порциях отдельных ступеней и в залежи,, подобные уравнениям (14) и (15), не представляется возможным.

Однако для практических расчетов может быть использовано уравнение, в котором содержание компонента i в составе газа n-й ступени выражается через его содержание на предыдущей ступени. Это уравнение легко получается изуравнений (10-12) при условии, что . являются переменными, и имеет вид

и соответственно

где, как и раньше, суммирование ведется по номеру ступеней разгазирования.

Обсуждение результатов

Мы привели основные уравнения зависимости концентрации инертных микрокомпонентов в газовой залежи от термодинамических условий и характера процесса дегазации в зоне газообразования. Необходимо подчеркнуть, что эти уравнения справедливы не только для рассмотренной системы газ - вода, но и для любой системы газ - пластовая жидкость.

Все приведенные уравнения показывают, насколько сложно влияние указанных факторов на содержание микропримесей газовых компонентов. Из них видно, что по содержанию одного газового микроэлемента на современном этапе наших знаний нельзя определить ни масштаб, ни глубину, ни условия газообразования, поскольку недостаточно изучены сами процессы газообразования и дегазации пластовых флюидов: практически ничего не известно о величинах a и V0, недостаточно изучена величина ai нет надежной методики определения характера газообразования (стационарный или нестационарный процесс) и т. д. Из этого становится очевидным, что опубликованные ранее методы [1-3, 5-8] не могут считаться в настоящее время обоснованными, и результаты поставленных на них работ не могут рассматриваться как достоверные.

В то же время полученные нами уравнения как раз и могут быть использованы для исследования процесса газообразования, так как они позволяют моделировать распределение микропримесей инертных газовых компонентов в конкретных районах с заданными термодинамическими условиями и сравнивать полученные результаты с фактически наблюдаемым распределением того же компонента в газовых залежах. Особенно перспективно использование указанных уравнений при комплексном изучении сразу нескольких инертных газовых компонентов и сопоставлении их распределения между собой.

Таким образом, содержание химически инертных газовых компонентов в газовых залежах является конечным результатом многих сложных процессов, последним из которых является влияние законтурных пластовых вод. Чтобы исследовать условия газообразования, необходимо, во-первых, либо исключить это влияние и определить начальное содержание инертных газовых компонентов в газовой фазе, либо доказать, что оно не существенно. Во-вторых, необходимо более тщательное, возможно экспериментальное, изучение самого процесса газообразования с целью определения зависимости a и V0 от коллекторских свойств пород. В-третьих, особое внимание следует уделить комплексному изучению поведения инертных газов и азота в составе пластовых вод, нефтей и газовых залежей. Лишь тогда в совокупности с другими методами можно рассчитывать на решение поставленных задач, а именно на успех в деле исследования условий и масштабов газообразования.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Аргон в природных газах месторождений севера Западной Сибири как показатель времени их формирования / И. И. Нестеров, Н. Н. Немченко, А. С. Ровенская и др. - Геология нефти и газа, 1977, № 6, с. 29-31.

2.     Инертные компоненты (Аr, Не, N2) углеводородных газов Прикуринской низменности/И.Ф. Мехтиев, А.Р. Исмет, Р.С. Джафарова и др. - Изв. вузов. Сер. нефть и газ, 1974, № 2, с. 3-8.

3.     Козлов А.Л. Проблемы геохимии природных газов. М., Гостоптехиздат, 1950.

4.     Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газа в воде под давлением. М., Гостоптехиздат, 1963.

5.     Панченко А.С. Воздушный аргон и гелий пластовых флюидов как показатели глубины образования залежей газа. - В кн.: Время формирования залежей нефти и газа. М., 1976, с. 85-93.

6.     Рабкин Ф.С. К методике оценки потенциальных ресурсов газов и гелия осадочных бассейнов и определение гелиенасыщенности газов. - Изв. АН КазССР, сер. геол., 1970, № 6, с. 75-79.

7.     Содержание аргона в свободном газе- индикатор величины запасов в залежах / В. А. Терещенко, X. Ф. Джамалова, П. М. Щербаков и др.- Газовая промышленность, 1975, № 5, с. 39-41.

8.     Терещенко В. А. Методы количественной оценки масштабов газовыделения. - Геология нефти и газа, 1973, № 4, с. 29- 34.

9.     Тихомиров В. В. Использование отдельных газовых компонентов в качестве репера в геохимии свободных газов. - Геология нефти и газа, 1976, № 5, с. 64-68.

Поступила 11/V 1981 г.