§ 2. Классификация запасов нефти и газа по типам залежей

Нефгь и газ могут находиться в Пластовых залежах в однофаз­ном (нефть, газ) или двухфазном (нефть и газ одновременно) со­стоянии Тип залежи, к которому может быть отнесено то или иное скопление углеводородов, зависит от фазового состояния и ко-личе< твенного соотношения, находящихся в ней нефти, газа и конденсата. Одна из классификаций, предложенная В Г. Василье­вым, Н С. Ерофеевым и др. [19], приведена в табл 2 1.

Таблица 2 1

Классификация залежей углеводородов

Тип залежей и их обозначение	Основные характеристики
Неф гяные (Н)	Нефть с различным содержанием рас­творенного газа (обычно менее 200 м3/м?)
Неф гегазовые (НГ)	Нефтяные залежи с газовой шапкой Запасы нефти превышают запасы сво­бодного газа в газовой шапке
Газовые (Г)	Состоят в основном из метана Содер­жание фракции Сэ+ не более 0,2 % объ­ема залежи
Газо нефтяные (ГН >	Газовые залежи с нефтяной оторочкой, запасы свободного газа превышают за­пасы нефти
Газоконденсатные (ГК) нюкоконденсатные среднеконденсат! ше высококонде нсат ные с содержанием конденсата более 200 г/м	Состоят из метана и в зависимости от содержания фракций С5+ подразделяют­ся на С5+ от 0,2 до 0,6 %, содержание конден­сата менее 25 г/м С5+ от 0,4 до 1,9 %, содержание конден­сата от 20 до 100 г/м С5+ более 1,6 %, содержание конденсата более 100 г/м3 С5+ более 6,0 %, содержание конденсата более 200 г/м
Нефтегазоконденсатные (НГК)	Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой Запасы свободного газа и конденсата превы­шают запасы нефти
Газоконденсатонеф тяные (ГКИ)	Нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой Запасы нефти превышают за­пасы газа и конденсата

Тип залежи зависит как от пластового давления и температуры, так и от компонентного состава углеводородов, который постоян­но меняется в процессе разработки залежи, что может приводить к перераспределению фаз и иногда даже к изменению типа залежи

22

Приведенная в табл. 2.1 классификация может быть проиллю­стрирована с помощью фазовой диаграммы углеводородной сис­темы, изображенной на рис. 2.2. Изменение фазового состояния и типа углеводородной залежи, происходящее в процессе разработ­ки, зависит от режима эксплуатации и используемых технологий.

Рис. 2.2. Графическая иллюстрация классифи­кации залежей углево­дородов с помощью фа­зовой диаграммы много­компонентной углеводо­родной системы (см. обозначения в табл. 21): С - критическая точка смеси, С„ - точка на фазовой диаграмме с давлением, выше которого жид­кость не может быть переведена в газ, Ст - точка на фазовой диа­грамме с температурой, выше которой газ не может быть пере­веден в жидкость

Рис. 2.3. Пример изменения типа за­лежи в процессе ее разработки

Так, например, при разработке нефтяной залежи на режиме истощения (прямая 1-2)

снижение пласто­ вого давления ниже давления на­ сыщения может npi ричной газовой шапк жи в газонефтяную, жиме истощения (крь лее ценных углеводо используется так наэ жирного газа (т.е га

»иводить к формированию вто-ки и переводу, таким образом, нефтяной зале-. Разработка газоконденсатной залежи на ре-1ивая 3-4) может привести к выпадению наибо-ородных компонентов. Чтобы избежать этого, вываемый сайклинг-процесс. Из добываемого аза, содержащего конденсатные фракции) из-

влекается конденсат, а оставшийся сухой газ закачивается обратно в пласт с целью поддержания пластового давления. За счет посте­пенного замещения более тяжелых углеводородов на легкие про­исходит переформирование типа залежи с газоконденсатной на газовую, что соответствует смещению фазовой диаграммы влево и вверх (рис. 2.3).

Как следует из приведенной на рис. 2.2 фазовой диаграммы, с повышением температуры и давления (штриховая линия на рисун­ке), что соответствует продвижению на большие глубины, снижа­ется вероятность обнаружения нефтяных и повышается шанс об­наружения газовых месторождений (эта тенденция сохраняется лишь до определенных глубин, на которых прекращается генера­ция углеводородов).

Запасы углеводородов по типам залежей можно классифициро­вать:

• запасы нефти и попутного газа в чисто нефтяной или неф­ тегазовой залежи (т.е. нефтяной залежи с газовой шапкой);

• запасы газа в чисто газовой залежи;

• запасы газа и газового конденсата в газоконденсатной за­ лежи.

Если для нефтяной или нефтегазовой залежи определение запа­сов нефти не представляется сложным, то для определения запасов газа необходимо сделать важное предположение: является ли до­бываемый газ попутным или же представляет объект первоочеред­ной добычи. Например, возможна следующая классификация за­пасов газа по этому признаку:

• запасы свободного газа в чисто газовых или газоконден- сатных залежах, а также в нефтегазовых залежах с тонкой нефтя­ ной оторочкой, при разработке которых добыча природного газа является первоочередной задачей;

• запасы попутного газа из нефтяной или газонефтяной за­ лежи, при разработке которых добыча нефти является первооче­ редной задачей. Для месторождений подобного типа добыча газа может рассматриваться как сопровождающая добычу нефти в пе­ риод основной эксплуатации, так же как и последующая его добы­ ча на стадии доразработки залежи.

24