К оглавлению	УДК 551.49:550.4
	© M. Б. Букаты, 1991

Расчет водно-газовых равновесий при поисках и разведке месторождений УВ

М. Б. БУКАТЫ (ТомПИ)

Характер фазовых равновесий между залежами УВ и подземными водами отражает текущее состояние в развитии геохимических процессов, определяющих их формирование и изменение во времени. Наиболее эффективно сегодня при поисках, разведке и эксплуатации месторождений УВ изучение газов, количественное определение содержания которых в каждой из фаз не составляет особых затруднений. Системы вода - газ, кроме того, наиболее мобильны, лучше других освещены экспериментальными исследованиями, обеспечивающими эмпирическую основу теоретическим расчетам, возможность проверки получаемых результатов, уточнения и совершенствования способов вычислений.

Основа разработанной методики - физико-химические зависимости закона действующих масс и метода активности. Для каждого компонента i из n компонентов растворенной в подземной воде газовой смеси в этом случае рассматривается обратимая реакция перехода из раствора в свободную фазу:

Закон действия масс для нее может быть записан в виде  где- термодинамическая константа равновесия;- фугитивность (летучесть) газа в свободной фазе;- его активность в равновесном со свободной фазой (насыщенном этим газом) растворе в стандартном состоянии.

Степень насыщения водного раствора газом  оценивается с помощью индекса недонасыщенности , где- активность газа в исследуемой воде.

Предлагаемый подход заключается в непосредственном определении значения фугитивности  каждого газав гипотетической равновесной с раствором свободной газовой фазе с помощью полуэмпирических методов [1,3]:

Используемые для расчетаиметоды потребовали существенной доработки и трансформации с целью обеспечения возможности их применения для всего известного спектра солевого состава и минерализации пластовых вод глубоких горизонтов. Основные дополнения и изменения заключаются в применении ряда поправочных коэффициентов и серии регрессионных уравнений, описывающих необходимые термодинамические параметры, растворимость и распределение газов между фазами в зависимости от состава каждой из них и реальных термобарических условий. Рекомендуемый алгоритм вычислений сведен к следующему.

1. Исключение воздуха из состава газовой фазы для проб зоны замедленного и весьма замедленного водообмена:(если,, вводится ограничение , а при

- соответственно начальные, промежуточные (до пересчета на 100 %) и конечные (без воздуха) концентрации растворенного газа, %; DС - значения поправок.

Если воздух «захвачен» в пробу до замера величины газонасыщенности G, последняя также исправляется:

Определение состава водорастворенного газа, приведенного к растворимости в чистом растворителе при 0 °С и 0,1 МПа:

приведенная газонасыщенность, м³/м³; t - температура, °С;- коэффициент приведения и регрессионная функция его зависимости от m, t, p; - приведенные содержания газа без и с учетом высаливания соответственно, м³/1000 кг Н₂О; m - сумма г-экв/л катионов или анионов;- плотность раствора при нормальных условиях, кг/м³; М - минерализация раствора, г/л;- мольный объем газа; р - пластовое давление, МПа; - мольная доля газа в растворе.

Вид функциидля области 0,1-40 МПа и 10-100 °С получен в результате обработки экспериментальных данных [2-4] по зависимости коэффициентов Сеченова от минерализации, температуры и давления:

 Используемый в  параметртакже определяется по серии регрессионных уравнений:

Для сокращения записи уравнения регрессии, описывающие функцию f₂ и все последующие, сведены к общему виду:

преобразованное значение функции; - ее аргументы (табл. 1);-коэффициенты регрессии, в некоторых случаях рассчитываются по дополнительному уравнению

Вычисление давления гипотетической свободной газовой фазы, равновесной с раствором, и определение степени газонасыщения вод по методу Генри-Дальтона: - парциальное давление газа, МПа;- уравнения регрессии, полученные по данным о растворимости индивидуальных газов в чистом растворителе;- общее давление насыщения воды газом. Например, для определения парциального давления гелия получим

В дальнейшемиспользуется для вычисления коэффициента газонасыщения, который применяется для ориентировочной оценки расстояния точки опробования от залежи в планеи по вертикалипо зависимостям, полученным применительно к геохимическим условиям Восточной и Западной Сибири для хорошо изученных месторождений-аналогов: Ярактинско-Аянского, Братского, Среднеботуобинского, Собинского и Оленьего:

- месторождение-аналог - соответствующие уравнения регрессии. При Кн ниже заданного уровня значениям  присваиваются величины, являющиеся меткой регионального геохимического фона в районах месторождений-аналогов.

По методу Намиота - константы фазового распределения; - уравнения регрессии для их определения, полученные в результате обработки табличных значений [3, 5];- давление насыщения, равное давлению гипотетической газовой фазы. Расчет осуществляется путем последовательных приближений, причем  отыскивается в интервале 0,08 МПа - 1,2 р. После определения величины и соответствующих значений  состав гипотетической свободной газовой фазы рассчитывается по зависимости

4. Определение характерных параметров газовой фазы, парциальных давлений и фугитивностей:

пластовые,- критические индивидуальных газов (МПа и К) и- псевдоприведенные для газовой смеси давления и температуры соответственно; - плотности индивидуального газа, газовой смеси в свободной фазе при нормальных условиях и относительная плотность газа по воздуху соответственно; z - обобщенный коэффициент сверхсжимаемости; D - отклонение значения энтальпии газа от его энтальпии в идеальном состоянии;- обобщенный коэффициент фугитивности;- парциальное давление; - коэффициент фугитивности; - фугитивность свободного газа и смеси.

Плотность газа в пластовых условиях находится по уравнению , а значения низшей и высшей теплоты сгорания по зависимостям , где - низшая и высшая теплота сгорания чистого газа при 20 °С и 0,1 МПа в кДж/м³.

Фазовый тип залежи прогнозируется по коэффициентам:

Применительно, например, к условиям Лено-Тунгусской провинции на основе анализа данных по всем изученным месторождениям принято, что залежь относится к газовому типу при A₁>0,95, A2>2,5, A3>30, к нефтяному при A1<0,65, A2<1,2, A3<10 и к газоконденсатному при промежуточных значениях этих коэффициентов.

 Верхний и нижний пределы конденсатности газовой фазы вычисляются по эмпирической зависимости, полученной по результатам проведенных в регионе исследований на конденсатность:, где k_k - коэффициент конденсатности, представляющий собой отношение объема стабильного конденсата к объему газовой смеси, см³/м³.

Ориентировочный абсолютный «возраст» газа вычисляется по уравнению Козлова (Геологический словарь, 1978 г.):-возраст газа, млн. лет.

Описанный алгоритм реализован в виде сервисной фортран-программы GAZ, что существенно облегчает оперативную обработку информации как по водорастворенным, так и по свободным и попутным газам. Результаты контрольных расчетов приводятся в табл. 2.

Сравнение расчетных и известных фактических данных, иллюстрирующее применение методики на примере Собинского газонефтяного месторождения, расположенного в центральной части Катангской седловины Лено-Тунгусской НГП, приведено в табл. 3.

Предлагаемая методика рекомендуется для широкого использования при проведении исследований в области геохимии УВ, прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки месторождений нефти и газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баркан Е.С., Махмудов А.К., Якуцени В.П. К вопросу оценки физико-химической равновесности газовой залежи с вмещающими пластовыми водами / В сб.: Формирование водорастворенного комплекса подземных вод нефтегазоносных бассейнов,-Л.: ВНИГРИ,- 1977,-С. 101 - 112.

2. Крайча Я. Газы в подземных водах.- М.: Недра.- 1980.- С. 84-88.

3. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением.- М.: Гостоптехиздат.- 1963.- С. 23- 84.

4. Павленко В.В., Бронников В.А., Обухов В.Ф. Особенности растворимости природных газов в высокоминерализованных пластовых водах юга Сибирской платформы / В сб.: Водорастворенные газы нефтегазоносных бассейнов.- М.: Наука.- 1981.- С. 29-33.

5. Природные газы осадочной толщи / А.Н. Воронов, А.X. Махмудов, 3.Н. Несмелова и др.- Л.: Недра.- 1976.- С. 330-342.

Abstract

Procedures developed for calculating an equilibrium state in the gas-undeground water system involving a series of empirical equations of regression are described. These methods provide a means for the determination of the degree of gas saturation of waters and the composition of equilibrium gas phase for any spectrum of mineralization and the salt composition of waters in deeper zones which will allow one to carry out a study of the petroleum prospects of major regions and local structures, estimate the distance to possible hydrocarbon accumulations, and to predict their composition and physical properties.

Таблица 1. Соответствие аргументов

x	f
	2	3	4	5	6	7	8	9
1	t	t	Кн	Кн	Рг	Рпс	Тпс	Рпс
2	1	bi	1	1	t	Тпс	Рпс	Тпс

Таблица 2. Относительная ошибка расчетов по сравнению с экспериментами, %

Состав раствора	Минерализация, г/л	Интервал	Средняя	Число определений
Cl, Mg - Са	438	-4,8-7,6	-0,76	16
Cl, Na - Са	374	2,5-18,8	13,2	17
Cl, Mg - Na - Са	346	14,3	-	1
Дистиллированная вода	0	- 16-14	-0,46	200

Примечание. Данные по растворимости в пресной воде приведены в работе [3], в рассолах - в работе [4].

Таблица 3. Характеристика газонасыщения пластовых вод горизонтов ВН-3 - ВН-5 Собинской площади

Скважина	Интервал, м	р, МПа	t,°с	M, г/л	G, М^3/М^3	Состав газа, %					Кн			Тип залежи
						Не	N2	CH4	ТУ	CO2
13	2784-2796	29,78	34,5	216,8	1,08		24,8	72,7	1,40	1,10		50	14	-
		21,65	-	-	-		32,7	62,9	4,28	0,08	0,727	25	5,3	ГК
26	2630-2637	30,99	32	214,5	1,27	2,49	26,4	69	0,14	0,22	-	12	1,4
		29,77	-	-	-	3,47	31,8	58,5	5,87	0,02	0,961	18	3,4	г,н
33	2663-2680	31,09	32	220,6	1,07	1,44	34,8	61	1,31	1,03	-	4	0	-
		31,09	-	-	-	1,58	33,4	42,4	22,5	0,07	1	25	5,3	ГК, н
35	2655-2659	30,70	34	219,7	1,18	1,86	25,2	69,4	2,35	0,26	-	16	0,5	-
		30,69	-	-	-	2,27	27	53,6	16,8	0,02	1	20	3,9	ГК, н
103	2629-2633	31.19	40	245,8	1,53	0,07	1	92,1	2	4,32	-	0	0
		31.20	-	-	-	0,11	1,3	90,4	7,7	0,42	1	0	0	ГК
103	2637-2644	32,36	38	239,1	1	0,91	19	76,7	0,27	0,15	-	6 (?)	0	-
		20,81	-	-	-	1,56	26,7	70,5	1,26	0,01	0,64	29	6,4	г, н

Примечание. В числителе: непосредственные наблюдения и измерения, в знаменателе: результаты расчета для равновесной свободной фазы. Г - газовый, ГК - газоконденсатный, Н - нефтяной.