Исследование состояния и состава газоконденсатно-нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных скоплений, объединяемых общим термином - ретроградные газожидкостные системы (РГЖС), необходимо для решения ряда теоретических вопросов нефтегазовой геологии (генезис газообразных и жидких УВ, формирование залежей нефти и газа) и практических, связанных с их поисками, разведкой и разработкой.

Природные или искусственные многокомпонентные РГЖС при начальных термобарических условиях, как известно, могут быть однофазными (газоконденсатные) и двухфазными (газоконденсатно-нефтяные, нефтегазоконденсатные). Фазовые диаграммы этих систем, построенные в координатах давление - температура (Р-Т), являются единственными для каждой из них, так как все изменения состояния и свойств газовой и жидкой фаз протекают при их постоянном начальном составе и соотношении объемов.

Двухфазные РГЖС описываются двумя фазовыми диаграммами, одна из них соответствует газоконденсатной части системы, а другая - нефтяной. В природных условиях газоконденсатная часть залежи отвечает условиям, когда Рпл, Тпл > Ркр, Ткр, а в нефтяной - Рпл, Тпл < Ркр, Ткр.

В обоих рассматриваемых случаях концентрация С_5+высш в пластовом газе является показателем исходного соотношения свободных газообразных и жидких УВ (исходный газовый фактор - ГФисх), складывающегося в процессе образования РГЖС и в значительной степени, наряду с Р и Т, определяющего ее состав и физико-химические свойства углеводородных флюидов [2].

Принципиально иное положение возникает, когда эксперименты выполняются при трех изменяющихся параметрах: давлении, температуре и исходном газовом факторе. В этих случаях моделируется некая совокупность двухфазных и однофазных РГЖС, объединенных общим начальным составом газовых и жидких УВ. Каждому значению ГФисх соответствует отдельная газожидкостная система с только ей присущими свойствами газообразных и жидких (конденсирующихся и свободных) УВ и интенсивными параметрами при сопоставимых Р и Т. Вместе они образуют сводную фазовую диаграмму в координатах Р(Т) - ГФисх, где могут быть определены ее критические параметры, граничные кривые начала испарения и начала конденсации, оконтуривающие двухфазную область. Внутри нее прослеживаются линии равных процентных содержаний каждой фазы (количество свободной нефти) в каждой РГЖС или равных потенциальных содержаний газового конденсата в пластовых газах этих газожидкостных систем (изоплеры). За пределами двухфазной области выделяются соответственно зоны распространения УВ в однофазном - жидком и газообразном состоянии.

Такие фазовые диаграммы получены Г. П. Былинкиным и др. [4] на образцах нефти и газа Карачаганакского месторождения (Прикаспийская впадина), В.В. Кушнировым и А.Г. Принцевым [3] на образцах нефти и отсепарированного газа Арниезского и Марковского месторождений (Амударьинская впадина).

Реализовать эту идею можно с помощью программы, разработанной Г.Р. Гуревичем и А.И. Брусиловским [1]. В качестве исходных параметров взяты индивидуальный состав УВ и содержание кислых компонентов пластового газа, фракционный состав жидкой фазы, термобарические условия их взаимодействия. Однако в ней не учтена роль важнейшего параметра этих систем - исходного газового фактора. В этой связи С.В. Тулаевой, Л.Н. Киреевой и Э.В. Курганской в алгоритм программы были внесены соответствующие дополнения и предложен расчет фазовых превращений на ЭВМ ЕС-1055. Для каждой изученной пробы, моделирующей взаимодействие свободных газообразных и жидких УВ с определенным исходным составом (таблица), задавались значения их соотношений (восемь вариантов ГФисх в диапазоне от 250 до 25000 м³/м³), давлений и температур. Начальное давление принято равным 15 МПа с последующим нарастанием при шаге 5-10 МПа до выхода в критическую или однофазную область. Влияние температурного фактора рассмотрено в диапазоне значений 50-175 °С (шаг 25°С).

Результаты математического моделирования фазовых превращений пробы 1, отражающей взаимодействие метанонафтеновой нефти и сухого УВ газа в различных термодинамических условиях (Р, Т), иллюстрируются фазовой диаграммой, приведенной на рисунке. Полученную диаграмму можно считать сводной для всех РГЖС, сформированных (в указанном диапазоне Р, Т, ГФисх) в зонах распространения метано-нафтеновых нефтей. На ней отчетливо прослеживается двухфазная область, _ оконтуренная кривыми начала конденсации и испарения, внутри которой проведены изолинии содержания жидкой фазы. За пределами двухфазной области выделяются области распространения нефтяных скоплений и сухих газов.

Как показали расчеты, предельные значения ГФисх и критического давления, при которых системы еще могут находиться в двухфазном состоянии при Т - 50, 100 и 150° С, составляют соответственно 32000 (56 МПа), 29000 (49 МПа) и 25000 м³/м³ (43 МПа), при этом критическое газосодержание объединенной УВГЖС (значение ГФисх в критической точке) отвечает 1000 м³/м³ (см. рисунок). Аналогичные фазовые диаграммы построены для метанонафтеновой нефти, взаимодействующей с жирным газом, и метаноароматической нефти, взаимодействующей с сухим и жирным газом (см. таблицу). Естественно, что для двух последних УВГЖС наблюдаются более высокие значения Ркр (при сопоставимых температурах), а предельные значения ГФисх, при которых система может существовать в двухфазном состоянии, превышают 30000 M³/M³.

Область применения расчетных фазовых диаграмм обширна. Прежде всего - это прогноз фазового состояния и состава углеводородных газожидкостных систем на разных глубинах их залегания. Причем в двухфазной области можно выделить зоны распространения нефтегазоконденсатных скоплений, газоконденсатно-нефтяных, а также газоконденсатных залежей с непромышленными нефтепроявлениями.

Кроме того, используемая программа расчета фазовых превращений пластовых углеводородных газожидкостных систем позволяет получить сведения о составе газовой и жидкой фаз, газоконденсатном факторе пластового газа и газовом факторе . пластовой нефти. Такая информация необходима не только на этапе нефтегазопоисковых работ, но и для оценки добывных возможностей выявленной залежи, выбора оптимального режима залежи и др.

1. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. - М.: Недра, 1984.
2. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах. - Ташкент: ФАН, 1987.
3. Кушниров В.В., Принцев А.Г. Новые экспериментальные данные об агрегатном состоянии газообразных и жидких углеводородов в области высоких давлений и температур // Докл. АН Республики Узбекистан. - 1993. № 1. - С. 8-9.
4. Оценка фазового состояния пластовой смеси в зоне Карачаганакского месторождения / Г.П. Былинкин, А.В. Урусов, В.Н. Матросова и др. // Геология нефти и газа. -1990. - № 5. - С. 24-26.

Summary phase diagram Is given. It was created on the base of retrograde gas-liquid systems modeling with three variable parameters (pressure, temperature, initial gas factor). The diagram reflects the combination of separate gas-liquid .systems, forming a single gas-liquid system. The use of these diagrams will speed up calculation of hydrocabons phase state for different oil and gas regions and zones of oil and gas accumulation.

ФАЗОВЫЕ ДИАГРАММЫ ПЛАСТОВОЙ УВГЖС (проба 1) ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОДЕЛИРОВАНИЯ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ НА ЭВМ ДЛЯ T = 50°С (A), 100°С (Б) И 150°С(В).

С - критическая точка УВГЖС; а - кривая точек начала парообразования; в - критическая точек росы; изолинии - объемная доля жидкой фазы УВГЖС, %