18. Значение ретроградных процессов (ретроградное испарение, ретроградная конденсация) при формировании залежей.

Ретроградные явления - переход природных углеводородных многокомпонентных систем из однофазного газообразного (однофазного жидкого) состояния в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация) или изобарическом уменьшении температуры (ретроградное испарение).

B области ретроградной конденсации при изотермическом снижении давления от P₁ до P_мк происходит увеличение количества образовавшейся жидкой фазы.

Дальнейшее снижение давления приводит к уменьшению объёма жидкой равновесной фазы, a при давлении P₂ жидкая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное (точка C) газообразное состояние.

В области ретроградного испарения при изобарическом снижении температуры от T₁ до T_мк происходит увеличение количества образовавшейся газовой фазы в системе до максимального значения (рис.).

Дальнейшее снижение температуры приводит к уменьшению объёма газовой равновесной фазы, a при температуpe T₂ газовая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное жидкое - точка C₁ состояние

Фазовая диаграмма многокомпонентной углеводородной системы: K - критическая точка многокомпонентной системы; I - область ретроградной конденсации; II - область ретроградного испарения.

Mногие природные MC обладают одной ретроградной областью. Hапример, y пластовых смесей газоконденсатных месторождений наблюдается в большинстве случаев только область ретроградной конденсации. Pетроградные явления проявляются y различных по составу углеводородных MC при разных значениях давлений и температуp. Cледует отметить, что термобарические, условия, приводящие к ретроградным явлениям в пластовых смесях газоконденсатных и нефтяных месторожденийний, часто соответствуют давлениям и температурамрам, наблюдаемым в практике их разработки. Это вызывает выпадение жидких компонентов в газонасыщенных пластах, изменение состава добываемой продукции, a также продуктивности скважин.

19. Геологическое время формирования залежей нефти и газа. Методы его определения.

Понимается геологическое время формирования скопления нефти и газа, то есть длительность аккумуляции скопления углеводородов. Время формирования залежи – это длительное геологическое время.

Большую роль в формировании скоплений нефти и газа в конкретных регионах играет неоднократность процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов.

Большое практическое значение имеет определение времени аккумуляции углеводородов в ловушках. Для этого применяются различные методы исследований, в том числе:

 палеотектонический анализ, позволяющий определить время об­разо-вания ловушки, к которой приурочена залежь нефти и газа;

 определение глубины образования нефтяной залежи по «замо­рожен-ному» давлению насыщения нефти газом (А. Леворсен, У. Гассоу);

 определение объема газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия (Н.А. Еременко);

 изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени;

 определение времени цементации и развития вторичной пори­стости коллектора;

Среди всех этих методов наиболее эффективен метод палеотектонического анализа, позволяющий определять нижний возможный предел времени форми­рования ловушки, ранее которого залежь не могла сформироваться. Все другие методы определения времени формирования залежей применяются в качестве дополнительного метода и поэтому на практике обычно применяется палеотектонический анализ в комплексе с какими-либо другими методами опре­деления времени возникновения ловушек. Для определения времени завершающего этапа формирования нефтяных залежей А. Леворсен, У. Гассоу, В.П. Савченко и некоторые другие исследователи предложили использовать «замороженное» давление насыщения нефти газом. Предполагается, что нефтяная залежь образовывалась при пластовых давлениях, равных упругости раст­воренных в ней газов, что соответствует максимальной степени газонасыщенности нефти и, следовательно, наименьшей вязкости и наибольшей подвижности.

Зная давление насыщения нефти газом, можно в значительной мере приблизительно определить глубину, на которой находилась ловушка в момент образования в ней залежи и в комплексе с палеотектоническим анализом определить приблизительное время ее формирования.

1. Залежь не могла образовываться раньше отложений

2. Залежь не могла образоваться раньше, чем ловушка

Чтобы определить время формирования ловушки применяют метод мощностей (на основе палеоструктурного анализа). Есть такой метод, который называется метод изопахического треугольника.Можно сказать, что это карта мощностей J или палеотектоническая карта поверхности T к концу накоплений J. В платформенных территориях наблюдается метод компенсированного прогибания.

Можно сделать вывод, что структура по кровле карбона начала формироваться в триасе, была незамкнутой, замкнулась в конце перми и в современном виде она замкнутая. Залежь сформировалась в P, так как до этого времени не было ловушек.

К концу J времени, когда было море, накопились определенные мощности.

Нельзя строить структурные карты в промежутке перерывов и несогласий в осадконакоплении. Можно утверждать, что раньше P залежи не было (определяем только начальное формирование залежи). Определение времени формирования залежи – это палеоструктурный анализ формирования ловушек. Другой метод установления времени формирования залежей был предложен канадским ученым У. Гассоу. Он основан на изучении гидростатиче­ского давления, контролирующего объем газа в ловушке и опреде­ляющего конечную стадию накопления. Недостатком этого метода является также недооценка возможности утечки или уничтожения углеводородов, заключенных в ловушках. Поэтому его можно использовать только для определения верхнего предела времени формирования залежей и только в комплексе с палеотектоническими построениями, которые поз­воляют проследить во времени и пространстве изменения вме­щающей способности ловушек, в том числе изменения палеодавления и объема ловушки на различных этапах ее существования.

Время формирования промышленных скоплений нефти и газа, безусловно, представляет как научный, так и практический интерес. Когда речь идет о времени формирования скоплений нефти и газа имеется в виду геологическое время, которое определяется весьма приближенно.

Для определения времени аккумуляции углеводородов в ловушках применяются различные методы и приемы, среди которых заслуживают внимания следующие: палеотектонический анализ, позволяющий определить время возникновения ловушки, к которой приурочены залежи нефти и газа; гелий – аргоновый метод определения возраста газов и их ассоциаций; определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом; определение объема газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия; изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора; использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах; диффузно-хроматографический способ определения возраста залежей нефти и газа.

Наиболее надежен метод палеотектонического анализа, позволяющий определять нижний возможный предел времени формирования ловушки, раньше которого залежь не могла сформироваться. На практике широко применяется палеотектонический анализ в комплексе с другими методами определения времени возникновения ловушек. Однако палеотектонический метод имеет ограниченное применение. Использование его для определения времени образования залежей в ловушках древнего заложения не может дать однозначного ответа. Формирование залежей в таких ловушках могло произойти в течение очень большого промежутка времени, поэтому данный метод нельзя применять в случаях, когда образование ловушек происходило одновременно с осадконакоплением, так как тогда формирование залежей могло начаться на любом из этапов развития ловушки.

Поэтому для уточнения верхнего предела времени возникновения залежей необходимо палеотектонический анализ дополнять другими методами. Для определения времени завершающего этапа формирования нефтяных залежей А.Леворсен, У.Гассоу и другие исследователи предложили использовать «замороженное» давление насыщения нефти и газом.

Предполагается, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворенных в ней газов. Это метод в комплексе с другими методами в некоторых районах оказался весьма полезным для уточнения времени формирования нефтяных залежей, хотя область его применения также ограничивается из-за ряда недостатков. Одним из существенных недостатков является отсутствие возможности утечки газа из залежи в результате самых различных причин. Другой прием, использованный У.Гассоу для установления времени формирования залежей, основан на изучении гидростатического давления, контролирующего газовую емкость ловушек и определяющего конечную стадию накопления.

Недостатком этого метода является также недооценка возможности утечки или уничтожения УВ, заключенных в ловушках, в следствие различных геолого-геохимических особенностей строения региона. Этот метод может быть использован для определения верхнего предела времени формирования залежей с большой осторожностью и в некоторых случаях только при сочетании с палеотектоническими построениями, которые позволяют проследить во времени и в пространстве изменения вмещающей способности ловушек. В некоторых случаях геологическое время формирования залежей нефти и газа может быть определено путем анализа распределения по разрезу типов нефтей по отношению времени проявления стратиграфических несогласий