Термобаричні умови нафтогазоносності та прогнозування фазового стану вуглеводнів (на прикладі Більче-Волицького нафтогазового району)
Ключові слова:
Більче - Волицький нафтогазоносний район, вуглеводнева система, термобаричні умови, коефіцієнт гідростатичності, фазовий стан вуглеводнів, π- теорема, аналіз розмірностіАнотація
Проведений аналіз розподілу термобаричних параметрів покладів вуглеводнів. За розподілом геотермічних параметрів досить чітко виділяються два різних за геотермічною активністю райони: північно-західний, більш прогрітий, і південно-східний – відносно "холодний". Максимальні температури відмічаються по лінії газоносних структур, що тяжіють до північно-західної приплатформової частини Зовнішньої зони.
Показано, що характер зміни коефіцієнта гідростатичності залежить від особливостей структурно-тектонічної будови досліджуваної території.
Оцінка фазового стану вуглеводнів спиралась на проведенні аналізу розмірностей їхніх фізико-хімічних властивостей та термобаричних умов залягання для вільних газів, конденсатів та нафт з понад 200 об’єктів, що дали припливи флюїдів на родовищах Більче-Волицького нафтогазового району.
На основі проведеного аналізу виведені критерії Z1 та Z2, які визначають фазовий стан суміші вуглеводнів у покладі. Визначені області числових значень цих критеріїв, які характеризують типи вуглеводневих систем та дозволяють, за наявності інформації щодо глибини залягання покладу, густини і молярної маси вуглеводнів, а також температури і тиску, встановити фазовий стан вуглеводневої системи. Встановлено, що на глибинах більших за 4000 м, в залежності від геологічних умов, спостерігаються відхилення значень Z1a від середнього в межах до 20%.
Доведена універсальність π-теореми, яка дозволяє вводити і інші параметри що характеризують вуглеводневі системи, що суттєво розширяє та покращує визначення критеріїв їхньої подібності, необхідних для прогнозування фазового стану вуглеводнів у різних геологічних умовах.
