Определение контакта газ-нефть.
Наличие свободного газа в нефтяном пласте до начала разработки месторождения определяется соотношением содержаний жидких и газообразных углеводородов в залежи, при котором пластовое давление оказывается недостаточным для полного растворения газа и в пласте устанавливается термодинамическое равновесие, обуславливающее сосуществование двух фаз.
Состав газа в газовой шапке определяется закономерностями выделения различных углеводородных компонентов из нефти в свободное состояние, которые зависят от растворимости УВ в нефти при определенных температуре и давлении. Зная эти зависимости, можно представить количественное соотношение различных углеводородных компонентов в жидкой и газообразной фазах продуктивного пласта.
Особенности перехода различных углеводородных газов из жидкой (нефтяной) фазы в свободную изучаются по данным анализов глубинных проб нефти, отобранных непосредственно с забоя скважины, с сохранением в ней пластового давления и растворенного газа.
На рис. 15 представлен график растворимости углеводородных газов в нефти в зависимости от давления. При составлении графика использовались результаты анализов нефти, состав газа которой типичен для нефтяных месторождений в каменноугольных отложениях Саратовского Поволжья. Состав газа, %:
СН4 -85,11; С2Н6 – 5,79; С3Н8-4,75; С4Н10 -2,78; С5Н12 - 0,93; С6Н14-0,25.
Газ этого состава при давлении 10,3 МПа полностью растворен в нефти, вследствие чего все кривые на уровне ординаты 10,3 МПа сходятся в одной точке (рис. 15). Малейшее снижение давления приводит к образованию газовой фазы, углеводородный состав которой определяется растворимостью каждого углеводородного компонента в нефти при данных температуре и давлении. Так, при снижении давления на 1 МПа ниже давления насыщения в нефти остаются в растворенном состоянии, %:
СН4 - 93; С2Н6-97; С3Н8-97,5; С4Н10 -98; С5Н12-99; С6Н14-99,5.
При дальнейшем снижении давления растворимость в нефти отдельных компонентов постепенно снижается в соответствии с поведением кривых растворимости, представленных на рис. 16.
В условиях нефтяных месторождений образование газовой фазы (газовых шапок) происходит путем выделения газа из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения. При этом каждый углеводородный компонент выделяется в свободную фазу по описанной выше закономерности. В соответствии с ней должно установиться определенное соотношение между компонентными составами газа, растворенного в нефти и выделившегося в газовую шапку. Как видно, на рис. 16 кривая газа и нефтяной части залежи характеризуется значительным увеличением доли тяжелых углеводородов по сравнению с их долей в газовой фазе.
Соотношение между составами газа в газовой и нефтяной частях залежи зависят от состава газа, растворенного в нефти, ее свойств, а также от пластового давления и давления насыщения. Для различных месторождений Саратовского и частично Волгоградского Поволжья в зависимости от свойств нефти и состава газа соотношения содержаний отдельных углеводородных компонентов в газах и нефтях могут колебаться в следующих пределах:
С2Н6 – 1:2-1:5; С3Н8 – 1:7-1:10; С4Н10 – 1:7-1:10; С5Н12 -1:4-1:6; С6Н14-1:2-1:3.
Это означает, что газообразная фаза месторождений должна содержать по сравнению с жидкой (нефтяной):
- этана меньше в 2-6 раз,
- пропана – в 7-10 раз,
- бутана – в 7-10 раз,
- пентана – в 4-6 раз,
- гексана – в2-3 раза.
Следовательно, при газовом каротаже продуктивных горизонтов переход из газовой части пласта в нефтяную должен характеризоваться резким скачком в содержании отдельных углеводородных компонентов.
Используя приведенные данные, можно не только определить наличие контакта газ-нефть, но и по составу газа в нефтяной части месторождения составлять теоретические кривые характеристики его в газовой шапке, и наоборот.
Допустим, при газовом каротаже скважины был выделен газовый пласт, характеризующийся следующим компонентным составом, % углеводородного газа:
СН4 - 97; С2Н6-2,1; С3Н8-0,4; С4Н10 -0,3; С5Н12-0,18; С6Н14-0,02.
При наличии нефтяной оторочки в этом пласте средний компонентный состав газа, растворенного в нефти, должен иметь следующий состав, %:
СН4 – 85,04; С2Н6-8,4; С3Н8-3,2; С4Н10 -2,4; С5Н12-0,9; С6Н14-0,06.
Таким образом, по результатам изучения пласта в одной скважине можно прогнозировать характеристики его в скважинах, расположенных в других структурных условиях. Теоретическое предвидение ожидаемых результатов исследования скважин имеет большое практическое значение, способствуя более правильной и уверенной интерпретации получаемых результатов.