К оглавлению

Новое направление в нефтегазовой гидрогеологии (Рачинский М. 3. Конденсационные воды газовых и газоконденсатных залежей. М., Недра, 1981 (84 с., тираж 510 экз., 30 к.).)

Л. М. ЗОРЬКИН (ВНИИЯГГ)

Быстрое развитие газодобывающей промышленности открыло еще одно интересное направление в нефтегазовой гидрогеологии - наличие так называемых конденсационных вод, являющихся производными фазовых превращений водяных паров, содержащихся в природном газе (газоконденсатной смеси). Интересно было установить генезис и химизм этих вод, возможное влияние их на региональную гидрохимическую обстановку, миграцию и аккумуляцию УВ, выяснить воздействие этих вод на точность подсчета запасов газа в залежах и на условия эксплуатации и транспортировки газа. По указанным вопросам имеются весьма разноречивые представления. Поэтому публикация рецензируемой книги весьма своевременна.

В первой главе автор рассмотрел генезис, условия и характер проявления конденсационных вод в пластах и скважинах. Основное внимание обращено на условия и характер проявления этих вод, а генезис их трактуется как конденсация паров воды при изменении температуры и давления. Однако история конденсационных вод (техногенных, по автору) начинается раньше - с испарения пластовых вод в газовую (газоконденсатную) залежь.

Во второй главе изложены гидрохимическая характеристика и формирование минерализации конденсационных вод. Автор отмечает, что по ионно-солевому составу конденсационные воды близки к пластовым, отличаясь от последних значительно пониженной минерализацией (менее 5 г/л). Подробно рассмотрены явления растворимости минеральных солей в насыщенном водяном паре. Конденсационные воды отличаются и по содержанию ОВ - они богаче летучими компонентами. По дейтерию установлено изотопное фракционирование при фазовых переходах (испарение - конденсация). В тексте приводятся таблицы химического состава конденсационных вод. К сожалению, их состав дается в миллиграмм-эквивалентах, что затрудняет сопоставление с данными по другим регионам распространения вод и их классам.

В третьей главе рассматриваются механизм генерации (?), условия проявления и характеристика внутриконтурных вод газовых и газоконденсатных пластов и влияние на них конденсационных вод. К сожалению, в работе нет четкого определения внутриконтурных вод. По автору, к категории внутриконтурных следует относить воды, получаемые совместно с газом и конденсатом в скважинах, находящихся за пределами внутренних контуров газоносности. Это определение не улучшает положения. Вместе с тем в этой главе приводится подробная классификация водопроявлений по генетической принадлежности, что позволяет дать достаточно квалифицированное определение внутриконтурных вод. Не аргументирован вывод автора и о высокой минерализации остаточной воды, которая, по его мнению, представляет собой связанную воду. Однако из дальнейшего текста видно, что остаточная вода в основной массе не относится к категории связанной.

В следующей, четвертой главе приводится описание влияния конденсационных вод на формирование гидрохимической обстановки в водонапорных комплексах. Автор критически рассмотрел существующие представления о разбавлении хлоркальциевых рассолов конденсационными водами. В большинстве случаев с ним можно согласиться.

В пятой главе рассмотрено влияние водяных паров, конденсационных вод и конденсата на оценку запасов газа. Содержание паров воды в пластовом газе может достигать 5 % от общего объема газовой фазы в залежи. Хотя величина эта незначительна и находится в пределах точности подсчета, для крупных месторождений она может быть существенной.

В шестой главе показано влияние конденсационных вод на эксплуатацию газовых и газоконденсатных залежей и работу скважин.

В заключительных главах рассмотрены методы оценки влагосодержания природного газа (гл. VII) и растворимость воды в природном газе при высоких давлениях (гл. VIII). Автор отмечает, что в настоящее время наиболее точно можно определить влагосодержание по номограмме И.И. Мак-Кетта и А. М. Вее, охватывающей давления до 70 МПа и температуры от -50 до +180 °С. Однако экстраполировать в области давлений выше 70 МПа по ней невозможно. Автор считает, что в области высоких давлений и температур поведение системы природный газ - вода будет отличаться значительным своеобразием. Им выполнены теоретические расчеты применительно к системе метан - вода при давлениях до 200 МПа и температурах до +240 °С. Эти термобарические условия практически отмечаются во всех известных и прогнозируемых газовых и газоконденсатных месторождениях. Вызывает сожаление, что автор при рассмотрении указанных вопросов не воспользовался многочисленными работами, в том числе и экспериментальными, проведенными за последние 10-15 лет в СССР и за рубежом (Циклис Д. С. Расслоение газовых смесей. М., Химия, 1969; Намиот А. Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М., Недра, 1976; Намиот А. Ю. Взаимная растворимость воды и неполярных веществ при высоких температурах.- Успехи химии, 1981, №2.). В них показано, что в системах газ - вода вплоть до определенной, как правило, очень высокой температуры, не проявляются признаки приближения к критическому состоянию. Поэтому в таких системах в обширной области температур не отмечается минимальная растворимость водяного пара в газе. Недоучет этих экспериментальных данных приводит к ошибкам в расчетах точек минимумов растворимости водяного пара.

Поступила 9/IX 1982 г.