Page 56 - ИЗБРАННЫЕ_ТРУДЫ_МИРЗАДЖАНЗАДE Т2

Избранные труды А. Х. Мирзаджанзаде

до 1945 г., около 88 % найдены на глубинах, превышающих 1500 м [88]. Однако это не
означает, что на больших глубинах газовые залежи всегда должны быть газоконденсат-
ные. Например, в период 1944 – 1949 гг. в США пробурено 1040 скважин глубиной свыше
3000 м, из них 122 нефтяные скважины, 26 чисто газовые и 91 газоконденсатная, остальные
801 скважина — сухие [148].
По другим данным [36] за период с 1950 по 1959 г. в США пробурено 104 813 скважин,
из них 9362 нефтяные, 2216 газовые, 973 газоконденсатные, остальные 92 962 скважины су-
хие. Средняя глубина всех скважин составила 1391 м, средняя глубина нефтяных скважин
1570 м, газовых 1670 м, газоконденсатных 2787 м, сухих 1353 м.
В качестве еще одного примера можно привести данные о глубоко залегающих место-
рождениях побережья Мексиканского залива. Здесь из всех залежей, продуктивные пласты
которых залегают глубже 2400 м, больше половины (54 %) газовые и газоконденсатные. На
всех месторождениях, где продуктивные пласты залегают глубже 3000 м, газовые и газо-
конденсатные залежи составляют 63 %. Наконец, из 100 скважин, пробуренных на глубину
более 3650 м, 70 вскрывают газовые и газоконденсатные пласты.
Таким образом, большое давление и температура пласта не всегда достаточны для
формирования газоконденсатных залежей. Не менее важны и необходимы соотношение
нефти и газа в пластовых условиях, исходный состав углеводородных смесей, а также гео-
логические условия.
Степень насыщенности газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами
(конденсатом) определяется величиной «газоконденсатного фактора». По аналогии с по-
нятием «газового фактора», применяемого для нефтяных залежей, газоконденсатный фак-
тор представляет собой отношение количества (дебита) газа (в м ) к количеству (дебиту)
3
стабилизированного конденсата (в м ). Иногда газоконденсатный фактор выражают в м /т.
3
3
При определении газоконденсатного фактора важно исходить из условий полной сепарации
жидкой фазы. Величина обратная газоконденсатному фактору составляет «выход конденса-
та» и выражается в см /м или г/м .
3
3
3
При прочих равных условиях выход конденсата зависит от давления и температуры
пласта, следовательно, от глубины его залегания. Чем больше глубина залегания продук-
тивного горизонта, т. е. чем больше пластовые давления и температуры, тем при прочих
равных условиях больше содержание конденсата в газе.
Зависимость содержания конденсата от глубины залегания и давления в продуктив-
ном горизонте видна на примере месторождений Азербайджанской ССР (таблица 15).
Отмеченная закономерность роста содержания конденсата с глубиной залегания
(с увеличением давления и температуры пласта) не всегда выдерживается. Так, например,
в месторождении Карадаг удельное содержание конденсата в пластовом газе VII-x горизон-
тов больше, чем в газе более глубоко залегающего VIII горизонта.
В Краснодарском районе содержание конденсата Березанского газоконденсатного
месторождения (нижний мел) при пластовом давлении 282 aт примерно в 2 раза меньше,
чем в Староминском газоконденсатном месторождении (нижний мел, где начальное сред-
невзвешенное пластовое давление составляет всего 226,8 aт (таблица 16). В пределах Ста-
роминского месторождения содержание конденсата в различных частях структуры резко
отличается друг от друга [22].

— 56 —