Многие показатели газоконденсатнонефтяных залежей, образованных в результате ретроградного взаимодействия газа и нефти, помимо термобарических условий, в значительной мере зависят от исходного соотношения свободных газовых и жидких УВ (ГФисх) в ловушках. Это подтверждается результатами экспериментальных исследований и данными по природным скоплениям [2].

Надо сказать, что процесс обратного испарения нефтяных УВ в газовой среде трудно представить без интенсивного перемешивания взаимодействующих газа и нефти. Это возможно, по всей вероятности, при вытеснении нефти из ловушек свободным газом.

Следовательно, говоря об изначальном соотношении газовых и жидких УВ в газоконденсатнонефтяных скоплениях, нельзя считать, что в ловушке накапливаются свободные газ и нефть в определенном соотношении, а затем они вовлекаются в ретроградное взаимодействие. По-видимому, этот процесс начинается уже после образования некоторого избыточного объема свободного газа над нефтью и прекращается при достижении предельной насыщенности поступившей в ловушку газовой фазы высококипящими УВ или в результате вытеснения нерастворившейся нефти за пределы ловушки.

Интересно сравнить ГФ_исх, определенное по методике, изложенной в работе [1], в газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных залежах с соотношением газовых и жидких УВ(Под жидкими УВ подразумеваются суммарные начальные запасы конденсата и нефти по категории A+B + С₁.), рассчитанным по их начальным балансовым запасам (Vг/Vж). Из приведенной таблицы видно, что месторождения, приуроченные к подсолевым юрским отложениям Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области, характеризуются, как правило, превышением Vг/Vж над ГФисх, а в залежах, сосредоточенных в продуктивных комплексах Западно-Туркменской, Мангышлакской и других нефтегазоносных провинций, отмечается обратная взаимосвязь между этими параметрами.

Увеличение соотношения газовых и жидких УВ от начального до современного может произойти в результате дополнительного подтока газа в газоконденсатнонефтяную залежь после ее образования или вследствие вытеснения некоторой части (всего объема) нефти из ловушки после ее взаимодействия с газом, количество которого практически не изменяется. Первое предположение, видимо, следует отклонить, поскольку имеются хорошо выраженные зависимости между различными показателями газоконденсатных систем и ГФисх. Наряду с этим подобные связи отсутствуют, когда эти показатели коррелируются с Vг/Vж. Если допустить, что такой дополнительный подток газовых УВ имел место, то это должно было произойти равномерно во всех ловушках, что, конечно, маловероятно. С другой стороны, увеличение Vг/Vж относительно ГФисх за счет утечки из ловушки некоторого объема свободной нефти удовлетворительно объясняет особенности состава углеводородных флюидов в газоконденсатных залежах, в частности тесную связь свойств конденсатов и нефтей оторочек с ГФ_исх.

Значит, увеличение Vг/Vж (которое складывается из выявленных в залежи реальных объемов УВ) относительно ГФисх (показатель взаимодействия объемов газа и нефти) происходит, по всей вероятности, потому, что к моменту обнаружения газоконденсатнонефтяной залежи в ней при сохранившемся количестве газа изменился первоначальный объем нефти, вытесненной за пределы ловушки или “размазанной” по коллектору. Поэтому становится понятной и обратная связь между этими параметрами (Vг/Vж < ГФисх), которая обусловлена, по-видимому, частичной утечкой из ловушки газовых УВ после их ретроградного взаимодействия с нефтью, объем которой остается постоянным.

Выявленная взаимосвязь ГФ_исх и Vг/Vж в газоконденсатнонефтяных скоплениях, несомненно, обусловлена процессом их формирования. Очевидно, вытеснение нефти из ловушки возможно в ситуации, когда затруднен вертикальный прорыв газа, оттесняющего, а затем и вытесняющего нефть. В этом случае V_г/V_ж>ГФ_исх. Соответственно вертикальные перетоки газовых УВ предотвращают вытеснение нефтяной части залежи за замок ловушки и ведут к превышению ГФ_ИСх над Vг/V_ж.

Фактический материал убедительно подтверждает это положение. В частности, большинство газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений на территории Бухаро-Хивинского региона имеют одну залежь и, как уже отмечалось, характеризуются V_г/V_ж>ГФисх (см. таблицу ). Соответственно в Западной Туркмении, Фергане, на Мангышлаке и в других районах, где развиты многопластовые месторождения, V_г/V_ж оказывается, как правило, меньше ГФ_ИСх. Значительно реже здесь V_г/Vж>ГФ_Исх (см. таблицу ).

Все это позволяет предложить принципиальную схему изменения соотношения газовых и жидких УВ в газоконденсатнонефтяных залежах и, следовательно, формирования их фазового состава. В соответствии с ней внедрение свободного газа в неполностью занятую нефтью ловушку сопровождается оттеснением нефти в однозалежных месторождениях к периферийным частям ловушки. Положение, когда газ и нефть заняли всю ловушку, но нефтяная часть залежи не преодолела ее замка, соответствует их исходному соотношению. Если нет дальнейшего притока газа в ловушку, то ГФ_Исх=V_г/V_ж, т.е. объемы газовых и жидких УВ, взаимодействовавших в залежи, сохранились до момента ее обнаружения. Продолжающийся приток газа в ловушку ведет к вытеснению некоторого или всего объема нефти за ее пределы и тогда Vг/V_ж>ГФ_Исх. Частными случаями следует, видимо, считать не вытеснение нефти за пределы ловушки, а ее “размазывание” по коллектору (что возможно при незначительном начальном ее объеме) и внедрение газа в ловушку, заполненную нефтью. Описанный механизм изменения соотношения газовых и жидких УВ в принципе сохраняется и в многозалежных газоконденсатнонефтяных месторождениях. Однако утечка газовых УВ здесь происходит главным образом по вертикали и сопровождается снижением значений V_г/V_ж относительно ГФ_исх.

Рассмотренные особенности образования газоконденсатнонефтяных скоплений имеют непосредственное отношение к проблеме диагностики их нефтеносности (установление наличия или отсутствия нефтяной оторочки). Используемые для этой цели методические приемы основаны на измерении различных показателей состава газа и конденсата самой залежи или газовых УВ вмещающей ее водонапорной системы, а прогнозная оценка базируется на следующем важном положении: нефтяная оторочка, информация о которой “хранится” в составе газа и конденсата, остается в ловушке в неизмененном объеме вплоть до ее обнаружения поисковой скважиной.

Однако нередко, несмотря на благоприятный прогноз, нефтяная оторочка в залежи не выявляется. Это означает, что газовые и конденсирующиеся жидкие УВ могут содержать информацию о нефти, которая накапливалась в ловушке, а затем эмигрировала из нее. Наряду с этим, очевидно, что значения практически всех диагностических показателей (соотношение различных компонентов пластового газа, содержание метановых УВ в конденсатах, содержание C5+высш. в пластовых газах и др.), зависят в значительной степени от ГФисх. Кроме того, изложенный материал позволяет считать, что этот параметр основной и среди факторов, обусловливающих фазовый состав газоконденсатных скоплений. Значит, изначальное соотношение газовых и жидких УВ служит диагностическим показателем, позволяющим прогнозировать нефтеносность в газоконденсатных залежах и имеющим генетический смысл [3]. Поэтому важно определить значения этого параметра, при которых осуществляется фазовый переход от нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей к газоконденсатным с непромышленными нефтепроявлениями и чисто газоконденсатным. Для этой цели можно использовать выявленную связь различных показателей состава углеводородных флюидов с ГФ_ИСХ, в частности, зависимость, представленную на рисунке с разделением всех имеющихся на ней залежей по фазовому составу. При этом независимо от территориальной приуроченности этих скоплений и термобарических условий наблюдается достаточно четкое их разделение по искомому признаку, а граничное значение ГФ_ИСХ составляет около 2000 м³/м³. Таким образом, эта величина, вероятно, критическая, выше которой в газоконденсатных залежах не может сохраниться промышленное скопление нефти. Соответственно за пределами заштрихованного на рисунке диагностического участка расположена область распространения газоконденсатных залежей с непромышленными нефтепроявлениями и чисто газоконденсатных.

Изложенное можно проиллюстрировать следующим примером. Ряд выявленных чисто газоконденсатных скоплений на территории Бухаро-Хивинского региона (Южный Памук, Каракум, Камаши, Бешкент, Марковское и др.) по известному набору диагностических показателей следует квалифицировать как газоконденсатнонефтяные. В частности, величина С_5+высш. в пластовом газе этих скоплений изменяется в пределах 0,8-2,3 %. соотношение изомеров бутана (i-C₄H₁₀/n-C₄H₁₀) от 0,45 до 0,72, содержание метановых УВ в конденсатах (фракция н. к. - 200° С) составляет 55-63 %. Наряду с этим величина ГФ_исх колеблется от 2200 до 6300 м³/м³, что превышает установленное граничное значение (2000 м³/м³). Таким образом, только изначальное соотношение газовых и жидких УВ позволяет в рассмотренной ситуации точно охарактеризовать фазовый состав этих месторождений. Проверка разрешающих возможностей предложенного способа диагностики произведена на 90 газоконденсатных скоплениях различного фазового состава, сосредоточенных в разновозрастных продуктивных отложениях ДДВ, Ферганской депрессии, Западного и Восточного Предкавказья, Западной Сибири, Волго-Уральской нефтегазоносной области и др. При некоторых неизбежных неточностях, возникающих в процессе установления фазового состава газоконденсатных скоплений, по опубликованным данным, получено 77 % совпадений с прогнозными по ГФисх.

Видимо, наибольший эффект при использовании этого способа может быть получен в однозалежных газоконденсатных месторождениях, а максимальные погрешности возможны в многозалежных, где нередко верхние чисто газоконденсатные залежи, образовавшиеся вследствие вертикального перетока газовых УВ, обладают всеми признаками (в том числе и величина ГФисх) нижезалегающей газоконденсатнонефтяной залежи.

1. Бабаев А.Г., Кушниров В.В. Газоконденсатная характеристика залежей как показатель исходного соотношения газообразных и жидких углеводородов в зонах нефтегазонакопления. - Геология нефти и газа, 1978, № 11 , с. 38-43.
2. Кушниров В.В. Влияние исходного соотношения жидких и газообразных углеводородов на формирование состава газоконденсатов. - Геология нефти и газа, 1978, № 2 , с. 44-47.
3. Кушниров В.В. Новый способ диагностики нефтеносности газоконденсатных скоплений. - Докл. АН УзССР, 1979, № 8, с. 56-57.

Таблица

Взаимосвязь исходного соотношения газовы и жидких УВ и соотношения, рассчитанного по их начальным балансовым запасам в газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежах различных нефтегазоносных регионов

Рисунок

Изменение фазового состава газоконденсатных скоплений различных нефтегазоносных регионов (Бухаро-Хивинский, Западно-Туркменский, Мангышлакский) от величины исходного соотношения газовых и жидких УВ.

Залежи: 1 - нефтегазоконденсатные, 2 - газоконденсатные с промышленной нефтяной оторочкой, 3 - то же, с непромышленной нефтяной оторочкой, 4 - чисто газоконденсатные