Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей

Классификация залежей по соотношению подвижных веществ в природных резервуарах

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И ПРИНЦИПЫ, ПОЛОЖЕННЫЕ В ИХ ОСНОВУ

К настоящему времени собран огромный фактический материал, характеризующий обнаруженные в земной коре скопления нефти и газа. Поэтому все важнее становится систематизировать этот материал. Этим объясняется существование большого числа различ­ных классификаций скоплений нефти и газа и, в частности, их залежей.

Наиболее целесообразны классификации природных явлений или процессов по генетическому признаку. Только такие классифи­кации позволяют вскрыть внутреннюю взаимосвязь явлений и, следовательно, использовать их в практических целях. При созда­нии классификации залежей необходимо рассмотреть вопрос с трех позиций: 1) условия возникновения и сохранения ловушек; 2) усло­вия образования и сохранения в ловушках залежей; 3) взаимосвязь отдельных залежей и закономерность их распространения.

4. Классификация залежей и принципы, положенные в их основу 185

Обычно первый пункт разрабатывается наиболее детально, очень часто в предлагаемых классификациях ограничиваются лишь этой стороной вопроса и по существу вместо классификаций залежей предлагаются классификации ловушек.

Условия образования и сохранения залежей в ловушках все еще плохо изучены. Поэтому в большинстве классификаций этот пункт либо обходится молчанием, либо авторы постулируют его основные положения, исходя из своих теоретических представлений.

Взаимосвязь между отдельными залежами и закономерности их распространения начали серьезно изучать только в настоящее время, поэтому и этот вопрос в предложенных классификациях не находит достаточно четкого отражения.

Рассмотрение залежи как непосредственного объекта разведки и разработки заставляет обратить внимание на ее форму, соотноше­ние между нефтью, газом и водой и, наконец, на режим залежи. Генетически форма залежи должна обусловливаться образованием ловушки; соотношение в залежи между нефтью, газом и водой связано с условиями формирования и существования залежи; режим залежи определяется условиями формирования залежи и условиями возникновения и существования ловушки (понимая под ловушкой часть природного резервуара, где действуют энергетические фак­торы).

Залежи формируются в процессе миграции. В основе общих причин миграции безусловно лежит тектонический фактор. М. Ф. Мирчинк отмечает (1(155): «Тектоника вызывает образование крупных и локальных структурных форм, определяет распределение фаций, благоприятных для нефтегазообразования, обусловливает перерывы в осадконакоплении, размывы поверхности тех или иных свит и горизонтов и стратиграфическое несогласное их залегание. В зависимости от всех этих условий регионального масштаба и происходит перемещение — миграция нефти и газа в сторону повы­шенных участков пористых пластов-коллекторов».

И. О. Брод (1951), принимая те же положения, считает необхо­димым учитывать тип природного резервуара и соотношение в нем нефти и газа с водой. Поскольку перемещение углеводородов при формировании залежей происходит в резервуаре и зависит от характера последнего, а образование самих ловушек связано с при­родным резервуаром, за основу классификации И. О. Брод принимает выделяемые им типы природных резервуаров. При этом основные критерии по И. О. Броду следующие: а) формы ограничения и харак­тер внутреннего строения резервуара; б) условия, вызвавшие воз­никновение внутри резервуаров ловушек для нефти и газа; в) со­отношение газа, нефти и воды внутри резервуара.

Наиболее часто за основу классификаций принимаются тектони­ческий фактор и ловушки, их формы и условия образования, реже учитываются условия образования залежей (миграция) и почти

186 Гл. VII. Залежи нефти и газа

никогда не учитывается режим залежей как следствие условий их образования.

Существующие расхождения в названиях тех или иных конкрет­ных типов залежей (зональные и литологические, структурные и сводовые и т. д.) не имеют принципиального значения.

Кроме общих схем классификаций залежей нефти и газа, пред­ложено много частных схем, касающихся либо какой-нибудь опре­деленной группы залежей (стратиграфических, зональных и т. д. — К. С. Маслов, 1953; Г. А. Хельквист, 1944 и др.), либо залежей определенных географических или тектонических районов (залежи Северного Кавказа, Эмбы — А. Г. Алексин, 1956; Е. Л. Пештич, 1956; В. Я. Авров, 1948; залежи Волго-Уральской области — Г. П. Ованесов, 1962). В последние годы были предложены новые варианты классификации залежей нефти и газа (М. Ф. Мирчинк, Н. Ю. Успенская, А. Я. Креме, А. А. Бакиров, Ю. А. Притула и др.). Однако эти варианты в практике поисково-разведочных работ по существу не используются. В 1964 г. А. Г. Алексин развил классификацию залежей нефти и газа, разработанную И. О. Бродом.

Из существующего огромного количества различных классифи­каций залежей ниже приводится только классификация И. О. Брода.

В соответствии с тремя основными типами природных резервуа­ров И. О. Брод выделяет три основные группы залежей.

I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами: а) пла­стовые сводовые и б) пластовые экранированные.

П. Массивные залежи нефти и газа.

III. Литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Схема соотношения в залежах нефти, газа и воды приведена в табл. 37.

В классификации И. О. Брода сделана попытка учесть все те основные моменты, о которых говорилось выше. В этой классифи­кации генетические условия образования и сохранения залежей рассматриваются в свете миграции углеводородов по природным резервуарам и отчасти соотношения в залежи нефти, газа и воды. Безусловно, характер миграции, формирующей залежь, в известной мере определяется типом природного резервуара, но это не един­ственный и, возможно, даже не главный фактор. Характер и направ­ление миграции в резервуаре определяются силами, вызывающими миграцию, фазовым состоянием и физико-химическими свойствами мигрирующих веществ, температурой и давлением, свойствами коллектора, гидродинамическими и гидрохимическими режимами в резервуаре и т. д. В настоящее время учесть влияние всех факторов или хотя бы ведущих довольно трудно из-за слабой изученности.

Соотношение в залежи между нефтью, газом и водой, безусловно, является следствием генетических условий формирования залежей. Однако приведенная схема в этом отношении не отражает всех тех явлений, которые должны быть здесь учтены. В схеме рассматри-

§ 4. Классификация залежей и принципы, положенные в их основу 187

Таблица 37

Группы (классы)	Водонапорные залежи	Залежи, подстила­емые водой	Безводные залежи
Чисто газовые за- лежи	Водонапорные га зовые залежи	Подстилаемые во дой газовые	Безводные газовые залежи
Нефтяные	Водонапорные неф-	Подстилаемые во-	Безводные нефтя-
	тяные залежи с	дой нефтяные	ные залежи с га-
	газовой шапкой	залежи с газо-	зовой шапкой
		вой шапкой
Нефтяные залежи,	Водонапорные неф-	Подстилаемые во-	Безводные нефтя-
богатые газом,	тяные залежи,	дой нефтяные	ные залежи, бо-
растворенным в	богатые газом,	залежи, богатые	гатые газом,
нефти	растворенным в	газом, раство-	растворенным в
	нефти	ренным в нефти	нефти
Нефтяные залежи,	Водонапорные неф-	Подстилаемые во-	Безводные нефтя-
мало насыщен-	тяные залежи,	дой нефтяные	ные залежи, ма-
нъге, газом	мало насыщен-	залежи, мало на-	ло насыщенные
	ные газом	сыщенные газом	газом

вается статическое состояние вод в резервуаре, поэтому в классифи­кации не нашли, например, отражения залежи с наклонивши поверхностями раздела нефть — вода, газ — вода (висячие залежи). По этой же причине не находят своего места в общей схеме залежи, приуроченные к флексурам или местным литологическим изменениям коллектора на моноклинали, не учитывается влияние температуры и давлений. Между тем соотношение нефти и газа в залежи прежде всего определяется температурой и давлением. Данная схема отра­жает лишь количественную сторону вопроса, качественная же сторона взаимоотношения нефти и газа в схеме не рассматривается. В результате в данной схеме не находят своего места газоконденсат-ные залежи.

Практически производится раздельное рассмотрение залежей по их содержимому — нефть, газ, конденсат и по силам (режимам), обусловливающим их перемещение к забоям скважин. Классифи­кация по фазовому состоянию углеводородов, образующих залежи, была предложена в 1962 г. А. Н. Мустафиновым, а в 1966 г. В. Г. Васильевым, Н. С. Ерофеевым, С. Р. Коробовым и другими. Последние авторы предлагают различать следующие типы залежей по фазовому состоянию: газовые, газоконденсатно-газовые, газо-конденсатные, конденсатные, залежи переходного состояния, нефтя­ные, нефтегазовые, газонефтяные, нефтегазоконденсатные, газо-конденсатнонефтяные. Мы предлагаем выделять следующие группы (классы) залежей по содержанию в них нефти, газа и конден­сата.

188 Гл. VII. Залежи нефти и газа

I. Нефтяные залежи, малонасыщенные газом («мертвая» нефть). В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Залежь может иметь только нефтяную и водонефтяную части.

II. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В таких залежах давление насыщения несколько ниже пластового. Залежь может иметь только нефтяную и водонефтяную части.

III. Нефтяные залежи, насыщенные газом. В таких залежах давление насышения близко к пластовому давлению. Залежь может

иметь только нефтяную и водонефтяную части. Снижение давления в за­лежи в процессе ее разра­ботки приводит к образо­ванию газовой шапки.

Рис. 85. Классификация залежей по содер­жанию в них нефти, газа и конденсата. Естественные режимы: 1 — гравитационный; 2 — растворенного газа; 3 — упругий, газовой шапки; 4 — упругий, залежи нефти.

IV. Нефтяная залежь
с газовой шапкой и кон­
денсатом. Количество
конденсата зависит от
давления, температуры
и качества нефти и газа.
Залежь может иметь газо­
вую, газонефтяную, неф­
тяную и водонефтяную
части.

V. Газовая залежь с конденсатом и нефтя­ной оторочкой. Количе-

ство конденсата зависит от температуры, давления и качества нефти и газа. Залежь может иметь газовую, газонефтяную и водо­нефтяную части. Нефтяная часть отсутствует.

VI. Газоконденсатная залежь. Содержание конденсата в газе зависит от температуры, давления и качества газа. Иногда возможно появление конденсата в залежи в жидкой фазе. Залежь может иметь только газовую и газоводяную части.

VII. Газовая залежь. Содержит только «сухой» газ. Залежь может иметь только газовую и газоводяную части.

Все перечисленные группы залежей представляют собой непре­рывный ряд с постепенными взаимными переходами (рис. 85). В условиях земной коры, при изменении геологической обстановки или при разработке возможен переход некоторых залежей из одной группы в другую. Так, снижение давления может привести к появле­нию газовой шапки и переходу залежи из III в IV группу.

Для разработки залежей большое значение имеет режим пласта, в котором находится залежь. Режим пласта определяется энергией, обеспечивающей продвижение нефти в пласте к забоям скважин.

§ 4. Классификация залежей и принципы, положенные в их основу 189

Продвижение нефти к забоям скважин может осуществиться за счет следующих сил: 1) силы тяжести нефти, газа и конденсата; 2) упру­гого напора газовой залежи или газовой шапки; 3) расширения растворенного газа; 4) расширения сжатой нефти; 5) напора за­контурных вод; 6) расширения сжатой воды; 7) упругих сил породы. Как правило, в пласте действуют одновременно все эти силы, поэтому наблюдаются смешанные режимы. Можно говорить лишь о преобладающем влиянии той или иной силы в пределах залежи или в отдельных ее частях. Практически наибольшее значение имеют режимы водонапорные, упругого напора газа и растворенного газа. Следует иметь в виду, что в процессе разработки человек может активно влиять на режим пласта, изменяя его по своему усмотрению. Естественные режимы могут быть подразделены на режимы, обус­ловленные внутренней энергией (по отношению к залежи) и внешней. Внутренняя энергия обеспечивается силой тяжести, напором газовой залежи (шапки), энергией растворенного газа и расширения сжатой нефти. Внешняя энергия — это напор и упругость законтурных вод и упругие силы породы.

Естественные режимы, существование которых обусловлено энер­гией, заключенной непосредственно в залежи, могут быть увязаны с классификацией залежей по содержанию в них нефти, газа и конденсата. Относительная роль естественных режимов (вну­тренняя энергия) в различных группах залежей показана на рис. 85.

Одним из основных преимуществ классификации залежей И. О. Брода является то, что это единая взаимоувязанная схема классификации всех возможных взаимоотношений залежей в земной коре по отношению к ее строению, истории и возможной истории возникновения самих углеводородов. Именно это позволяет в насто­ящее время рекомендовать для использования классификацию, предложенную И. О. Бродом, несмотря на имеющиеся в ней не­достатки. Дальнейшее описание типов залежей с небольшими изме­нениями приводится по И. О. Броду.

Пластовые залежи нефти и газа. В пластовом резервуаре цир­куляция воды происходит в теле сравнительно однородной породы, резко ограниченной в кровле и подошве слабопроницаемыми поро­дами. Форма ловушек в пластовом разрезе определяется формой изгиба или формой среза всего пласта в целом.

Залежи нефти и газа в пластовом резервуаре накапливаются при наличии ловушек внутри пласта. Ловушка в пластовом резер­вуаре образуется либо вследствие структурного изгиба, либо вследствие наличия экранирующей поверхности, срезающей пласт по его восстанию (рис. 86—88). Нефть и газ при этом могут образо­вать скопление лишь в том случае, если залегающая под ними вода замыкает залежь, лишая возможности нефть и газ двигаться по пласту.

190 Гл. VII. Залежи нефти и газа

Рис. 86. Принципиальная схема пла- Рис. 87. Принципиальная схема

стовой, тектонически экранирован- пластовой, стратиграфически экра-

ной залежи. нированной залежи.

Рис. 88. Принципиальная схема пластовых, литологически экранированных залежей.

'Рис. 90. Схематический профиль продуктивной части Правдин-ского нефтяного месторождения.

192 Гл. VII. Залежи нефти и газа

Классификация пластовых залежей по И. О. Броду приводится в табл. 38.

Подгруппа	Род	Подрод
Пластовые сво­довые залежи нефти и газа   Пластовые эк­ранирован­ные залежи нефти и газа	енарушенные сводовые зале­жи (рис. 55, 64) Слабо нарушенные сводовые залежи (не разбитые на само­стоятельные блоки) Сводовые залежи, разбитые разрывами на самостоятель­ные блокп, и сводовые за­лежи, срезанные разрывами   Тектонически экранированные залежи, по форме козырько-вые, периклинальные, син­клинальные и моноклиналь­ные (рис. 56, 86) Стратиграфически экраниро­ванные залежи, по форме нериклинальные, синкли­нальные и моноклинальные (рис. 58, 87) Литологически экранирован­ные залежи, по форме пери­клинальные, синклинальные и моноклинальные (рис. 88)	Залежи в слабо выраженных ненарушенных сводах. Зале­жи в хорошо выраженных ненарушенных сводах Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых эпианти-клинальными разрывами Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых разрыва­ми, выходящими за их пре­делы Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых эпианти-клинальными разрывами Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых разрыва­ми, выходящими за их пре­делы Залежи, экранированные плос­ким разрывом Залежи, экранированные слож­но построенной поверхно­стью разрыва Залежи, экранированные плос­кой поверхностью несогла­сия Залежи, экранированные слож­но построенной поверхно­стью несогласия Залежи, экранированные пря­молинейным выклиниванием пласта Залежи, экранированные кри­волинейным выклиниванием пласта (по форме фестоно-образные

Таблица 38 Классификация залежей группы пластовых (по И. О. Броду)

Типичным примером пластовой сводовой залежи могут служить основные скопления в готеривских отложениях Усть-Балыкского (рис. 89) и в неокомских отложениях Правдинского месторождений нефти (рис. 90) Западной Сибири.

Примером пластовой литологически экранированной залежи могут быть скопления Шаимского месторождения (рис. 91), где залежи приурочены к локальным выступам фундамента, на склонах

§ 4. Классификация залежей и принципы, положонные в их основу 193

которых развит базальный горизонт верхнеюрского возраста. К своду выступа отложения вогулкинской толщи выклиниваются, и породы фундамента перекрываются вышележащими породами юры и валан-жина, образуя ловушку кольцевого строения.

Рис. 91. Профильный разрез Шапмского месторождения.

1 — нефтяные залежи; 2 — аргиллиты; 3 — битуминозные аргиллиты; 4 — алевролиты; 5 — песчаники с глауконитом; в — песчаники полимиктовые; 7 — аргиллиты с включе­ниями сидеритов; 8 — песчано-сланцсвая толща фундамента; 9 — эффузивы; 10 — мрамори-

зованные иавёстияки.

Массивные залежи. Образование массивных залежей связано со скоплением нефти и газа в массивных резервуарах (рис. 92—94). Формирование всех пластовых залежей происходит в результате

Рис. 92. Принципиальная схема массивной залежи в тектони­ческом (структурном) выступе.

бокового движения нефти и газа, всплывающих над водой в резер­вуаре, резко ограниченном в кровле и подошве практически непро­ницаемыми породами. Совершенно иная картина наблюдается в мас­сивных резервуарах. В мощных толщах пород, представляющих

194 Гл. VII. Залежи нефти и газа

единый природный резервуар, углеводороды стремятся подняться кверху, скапливаясь под кровлей резервуара там, где она образует возвышающиеся выступы. Внутрирезервуарная миграция имеет здесь преимущественно вертикальное направление, формирование

залежей возможно только в результате вертикальной миграции. Это резко от­личает массивные залежи от пластовых сводовых, подстилаемых водой (водо­плавающих).

Рис. 93. Принципиальная схема массивной, массивных залежах
залежи в аэрозионном выступе. нефти и газа в результате

распределения газа, нефти

и воды внутри массива по их плотностям поверхности, разделя­ющие газ, нефть и воду, секут все тело массива независимо от структуры и текстуры слагающих его пород.

На рис. 95 изображена залежь нефти в группе Ишимбайских рифогенных массивов. Эта группа в целом представляет собой единый насыщенный нефтью резервуар, покрытый более или менее непрони­цаемыми породами, мер-

Рис. 94. Принципиальная схема массивной залежи в рифогенном выступе. (Мелкой штриховкой показаны зоны повышенной по­ристости).

гелями и ангидритами. Там, где покрышка над залежью была достаточно хорошей, например на Западном массиве, обра­зовалась газовая шапка, а в тех местах, где по­крышка была недостаточно надежной, не только не образовалась'газовая шап­ка в самом массиве, но над массивом, в вышеза­легающих осадках, воз-

никли отдельные скопления нефти и газа. Такую картину можно наблюдать над Восточным и Южным массивами Ишимбайской группы.

По характеру и происхождению ловушек И. О. Брод предлагает подразделять массивные залежи по схеме, приведенной в табл. 39.

Литологически ограниченные залежи. Резервуаром для литоло-гически ограниченных залежей служит коллектор, окруженный со всех сторон породами, в которых не может происходить циркуляция нефти, газа и воды.

Вода, подстилающая залежь, не имеет источников пополнения, но ее энергия не равна нулю. Как ни мало сжимается вода при повыше­нии давления, она все же приобретает при этом определенный запас упругой энергии. Высота залежей литологически ограниченного

Рис. 95. Залежи неф­ти и газа в При­уральской депрессии (Ишимбай, Башки­рия).

а — схема залежей неф­ти и газа в разрезе по оси известнякового греб­ня; б — схема залежей нефти и газа в плане.

А

Таблица 39

Классификация группы массивных залежей (по И. О. Броду)

Род	Подрод
Массивные залежи в структурных выступах, в возвышающихся вы­ступах тектонического происхож­дения, форма верхней поверхности которых обусловлена в основном структурой месторождений; по форме антиклинальные и монокли­нальные (рис. 92) Массивные залежи в эрозионных выступах, в возвышающихся вы­ступах, представляющих собой останцы древнего рельефа	Массивные залежи простых однородно построенных структурных выступов Массивные залежи простых неоднород­но построенных структурных высту­пов Массивные залежи в одиночных биоген­ных выступах Массивные залежи в группе биогенных выступов, обладающих общим водо-нефтяным (или водогазовым) разделом

196 ^Гл- ^vn- Залежи нефти и газа

типа, как правило, незначительная, поэтому избыточные пластовые давления в них не могут иметь высоких значений. Напомним, однако, что в замкнутых резервуарах, и, следовательно, в зале­жах, находящихся в них, при благоприятных условиях могут воз­никнуть анормальные давления.

«Цитологически ограниченные залежи отличаются от пластовых и массивных как по залеганию нефти и газа, так и по условиям фор­мирования их скоплений. Литологически ограниченные залежи связаны со всевозможными резервуарами, которые имеют лишь местное распространение. Эти резервуары обычно представлены песчаными накоплениями различной формы в толщах слабопрони­цаемых пород или зонами резко повышенной проницаемости в мощ­ных толщах весьма плотных карбонатных, метаморфических, а иногда и изверженных пород.

Рис. 96. Аппалачская провинция США.

Резервуары, ограниченные со всех сторон породами, насыщенными водой.

Разрез через 100-футовый песчаник.

Накопление и главное сохранение нефти в зонах повышенной проницаемости в относительно однородной толще пород может быть объяснено только действием капиллярных сил. Нефть и газ при движении сквозь толщу пород выталкиваются водой из более мелких капилляров в зоны повышенной пористости и оказываются в своеобразной ловушке. Характерным примером залежи нефти в песчаных крупнозернистых линзах, заключенных в тонкозерни­стом водоносном песчанике, может служить скопление нефти в 100-футовом песчанике каменноугольного возраста в Аппалачской нефте­носной области США (рис. 96).

Типичным примером залежей в песчаных образованиях, заклю­ченных в глинах, являются залежи в песчаных линзах Нефтяно-Ширванского месторождения (рис. 97), залежь тульского горизонта (нижний карбон) Покровского месторождения Куйбышевской об­ласти (рис. 98) и залежи нефти в линзах на месторождении rye-Крик в Техасе (рис. 59).

Залежи, связанные с литологически ограниченными резервуарами,

§ -4. Классификация залежей п принципы, положенные в их основу 197

весьма редко имеют крупное промышленное значение и описываются обычно весьма схематично.

В табл. 40 приводится схема классификации залежей, литологи­чески ограниченных со всех сторон.

Рис. 97. Залежи нефти и газа в майкопской свите севере. -западного Кавказа (по И. М. Губкину).

Довольно часто в резервуаре присутствуют ловушки комбини­рованного типа, созданные при участии различных факторов. Со­ответственно в таких ловушках возникают залежи переходного типа. Залежь в ловушке, созданной сочетанием пликативной дислокации с литологическим выклиниванием, изображена на рис. 99 (пласт Б₂ бобриковского горизонта Жирновского месторождения). Иногда

198 Гл. VII. Залежи нефти и газа

ловушки бывают так сложно построены, что определить подрод или даже род залежи довольно трудно. На рис. 100 в плане и в несколь­ких разрезах изображена сложно построенная залежь в пласте 4К_б Радченковского месторождения. Залежь приурочена к коллек­тору, сложенному песчаниками, которые местами переходят в плохо проницаемые алевролиты. Разбивающие складку разрывы имеют экранирующий характер.

Т а б л и ц а 40

Классификация группы залежей, литологически ограниченных со всех сторон (по И. О. Броду)

Род

Подрод

Залежи в песчаных линзах, заклю­ченных в песчаниках, насыщен^ пых водой

Залежи в зонах повышенной пори­стости и проницаемости известко-во-доломитовых толщ, насыщен­ных водой Залежи в песчаных образованиях различной формы, заключенных в глинах Залежи в зонах повышенной пори­стости, не дающих притока жидко­сти в скважинах

Лптологическн органнченные залежи в линзах ir зонах повышенной пори­стости, заключенных в породах, да­ющих притоки воды в скважинах (рис. 96)

Литологически ограниченные залежи в линзах и зонах повышенной пористо­сти, окруженных практически непро­ницаемыми породами (рис. 59, 97)

Литологически ограниченные залежи в выступах микрорельефа, ограничен­ные в кровле литологически, а с трех сторон — породами, насыщенными водой

Залежи переходного или смешанного типа возможны не только внутри основных выделенных групп, но и между ними.

Рис. 98. Нефтяная залежь тульских отложений Покровского месторождения (Куйбышевская область).

Не исключено существование ряда переходных форм между массивными, пластовыми залежами и залежами, ограниченными со всех сторон и заключенными в известняково-доломитовой толще пород. Судя по описанию многочисленных залежей в возвышающихся выступах известняково-доломитовых толщ, нижняя поверхность газовой части залежи всегда отчетливо выражена, т. е. газовое ско­пление обычно представляет собой типичную массивную залежь. Что касается нефтяной части залежи, то очень часто из приводимых описаний трудно установить, имеется ли сплошное распространение нефти ниже газа или она распространена отдельными участками, которые не только подстилаются, но и разделяются водой.

В одном и том же возвышающемся выступе может содержаться массивная залежь и ниже ряд литологически ограниченных нефтя­ных залежей, окруженных водоносными породами. Возможно, нечто подобное наблюдается в некоторых залежах в известняках пермского возраста в Башкирском Приуралье и Западном Техасе.

§ 4. Классификация залежей и принципы, положенные в их основу 199

Подобные же переходные формы возможны между массивным типом залежей и группой пластовых залежей, а также между типич­ными пластовыми и литологически ограниченными залежами.

—х— >— 2

Месторождение Розакранц в Калифорнии характеризуется мощ­ной газовой шапкой, имеющей форму типичной массивной залежи,

Рис. 99. Структурная карта Жирнов-ского месторождения по кровле пла­ста Б₂ бобриковского горизонта (по И. А. Малышевой).

1 — внешний контур нефтегазоносности; 2 — внешний контур газоносности.

ниже которой залегают многочисленные нефтяные залежи пласто­вого типа, отделенные одна от другой тонкими глинистыми просло­ями. По соотношению этих залежей можно предполагать, что вся песчано-глинистая толща, содержащая в своем разрезе ряд пластов, служащих самостоятельными резервуарами для нефти, в то же время по отношению к газу является единым массивом (рис. 101).

Примеры переходных форм между типичными пластовыми зале­жами, переходящими при изменении литологического состава ре­зервуара по простиранию в отдельные насыщенные нефтью участки,

200 Гл. VII. Залежи нефти и газ;\

Рис. 100. Нефтяная залежь в пласте 4К₆ Радчеикгвского месторождения (по В. И. Кптык и Г. Н. Доленко).

1 — стратоизогипсы по кровле пласта; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — ^внутренний контур нефтеносности; 4 — тектонические нарушения; 5 — границы предверхнепермского эрозионного размыва пласта; 6 — нефть; 7 — вода; 8 — слабопрошщаемые породы.

Рис. 101. Месторождение Розакранц. Залежь в разрезе

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 201

отделенные один от другого водоносными участками, известны в мио­ценовых песчаниках Вознесенско-Малгобекской площади, в Ачп-Су, Избербаше и в других районах северо-восточного Кавказа.

Интересный пример нахождения свободного газа внутри нефтя­ной залежи в горизонте VI₃ на месторождении Карадаг приводит А. Г. Дурмишьян (1964). В этой залежи, благодаря литологическим изменениям и действию капиллярных сил, линзы тонкозернистого песка, заполненные газом, оказались внутри нефтяной залежи.

Из приведенных в данной главе классификаций отчетливо видно их несовершенство. Во всех классификациях залежей нефти и газа главное внимание уделяется ловушкам, резервуарам, кол­лекторам, форме залежей и форме ограничений, а минимальное внимание уделяется содержимому залежей — нефти и газу. Под генетическим признаком понимают происхождение коллекторов, резервуаров, ловушзк, но отнюдь не условия образования и главное существования самих залежей, не учитываются в классификациях закономерности распространения залежей в земной коре. Закономер­ности же распространения залежей в земной коре и характер насы­щающих залежи флюидов зависят не только и не столько от перечи­сленных факторов, сколько от некоторых других геолого-истори­ческих условий, которые в то же время предопределяют и типы возможных ловушек, коллекторов, резервуаров и т. д. Необходимо рассматривать типы залежей в их взаимосвязи и создать единую схему классификации всех типов скоплений нефти и газа в зем­ной коре.

Нефть и газ в залежах тесно связаны между собой. Состав газа, находящегося в газовой шапке или растворенного в нефти, зависит от состава и качества нефти. Растворимость газа в нефти при прочих равных условиях зависит от углеводородного состава газа и нефти, а также от соотношения углеводородов и смол. В общем, чем ближе физические и химические свойства нефти и газа, тем лучше они взаимно растворяются. Этим в значительной степени объясняются закономерности в условиях- распространения нефти и газа при их совместном нахождении в ловушке.

Изменения свойств нефтей и газов в недрах в значительной мере обусловливаются пластовыми давлениями и температурой. В зале­жах возможно самое различное соотношение жидких и газообразных фаз. В ряде случаев, особенно вблизи поверхности, наблюдаются скопления нефти, практически не содержащие в себе растворенных газов. Такие нефти получили название «мертвых нефтей». При су­ществующих в пласте давлениях и температуре нефть может ока­заться недонасыщенной газом. В этом случае давление насыщения меньше пластового.

202___________________ Гл. VII. Залежи _нефти и газа _____________

Под давлением насыщения понимают то давление, при котором данная нефть насыщена газом (или то давление, под которым находится газ, растворенный в нефти). Так как растворен­ный газ в нефти сильно влияет на ее свойства, то величина давления насыщения должна рассматриваться как один из наиболее важных параметров залежи. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то над такой залежью нефти может образоваться газовая

шапка. Размер газовых шапок может быть самый различный, вплоть до газо­вой залежи с небольшой нефтяной ото­рочкой.

Рис. 102. Распределение нефти по ее свойствам в плане.

а — месторождение Махачкала, свита «в» (чокрак); б— месторождение Избербаш, свита В

(чокрак);

¹ — первое поле нефти (плотность меньше 0,840 г/см'); 2 — второе поле нефти (плотность юльше 0,840 г/см³); з — осевые линии складок по кровле соответствующих свит «в» и В

больше -,_-_ -.--...(чокрак).

При больших объемах газовой фазы следует учитывать явления обратного (ретроградного) растворения жидких углеводородов в газе. При ретроградном растворении газы обогащаются жидкими, пре­имущественно низкокипящими углеводородами. Такие залежи на­зываются газоконденсатными. Обычно, чем больше давление в газо-конденсатной залежи, тем больше жидких углеводородов может быть растворено в газе. При снижении давления в газоконденсатной залежи жидкие углеводороды могут выпасть из газового раствора и образовать конденсатную оторочку.

Наконец, встречаются залежи «сухого» газа, в которых содер­жание метана достигает 99%. Правильнее, однако, характеризовать «сухие» залежи не по содержанию метана, а по содержанию тяжелых углеводородов, которое в этом случае достигает лишь 5%. Содержа­ние же метана может значительно колебаться за счет неуглеводород­ных газов, таких как азот и углекислый газ.

Многократно отмечалось, что плотность нефти закономерно увеличивается с глубиной ее залегания в залежи. Эта закономер­ность у пластовых сводовых залежей в плане выражается в уве­личении плотности нефтей от свода складки к крыльям и перикли-

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 203

налям. Пример такого распределения нефтей в залежах приведен на рис. 102. Увеличение плотности нефти в залежи с глубиной можно объяснить ее дифференциацией по плотности. В этом случае, чем больше высота залежи, тем большая дифференциация должна на­блюдаться. Соответственно в предгорных прогибах и межгорных впадинах, где залежи нефти имеют большую высоту, это явление должно отличаться более четко, а в платформенных областях при малой высоте залежей дифференциация должна быть менее

четкой.

В платформенных условиях удается отметить дифференциацию нефтей лишь для массивных залежей и для залежей, приуроченных

Рис. 103. Асимметрия кривых измене­ния плотности нефти в залежи в зависи­мости от строения складок. а — по свите «в» (чокрак), месторождение Ма­хачкала; б — по свите В, месторождение Из­бербаш.

к достаточно интенсивно ди­слоцированным поднятиям. Так, Г. Д. Гальперн отме­чает соответствующую за­кономерность для типич­ных массивных залежей артинского возраста в Юж­ном и Бурунчинском масси­вах Ишимбайского месторо­ждения. С. П. Максимов описывает соответствующую закономерность для пла­ста Д₂ месторождения Ябло­новый Овраг на Самарской Луке. Для этого и некоторых других месторождений Са­марской Луки подобную закономерность отмечают А. К. Котина и 3. Л. Маймин.

Так как изменения плотности связаны с высотой залежи, то характер изменения плотности для пластовых залежей в плане и в разрезе будет тесно связан с формой ловушки. На рис. 103 по­казано изменение плотности в разрезе пластовых залежей на ме­сторождениях Махачкала и Избербаш. Как видно из рис. 103, асимметрия кривых изменения плотности отражает асимметрию строения складок.

М. В. Абрамович предложил называть изменение плотности в за­лежи на каждые 100 м- пластовым градиентом плот­ности нефти. По расчетам А. Ю. Намиота при равновесном состоянии нефти в залежи пластовый градиент плотности не должен превышать 0,002—0,003 г/см³. Фактические пластовые градиенты бывают значительно больше, в общем изменяясь от нуля до 0,05 г/см³ и более. В залежах с большим пластовым градиентом можно пред­полагать либо отсутствие термодинамического равновесного состоя­ния, либо воздействие каких-либо иных дополнительных факторов.

204 Гл. VII. Залежи нефти и газа

В качестве последних может быть указано окисляющее действие пластовых вод.

Н. Б. Вассоевич и Г. В. Нейман считают, что изменения свойств нефтей в залежах происходит по-разному в разных геохимических (литологических) зонах — в зоне катагенеза и гипергенеза. При гипергенезе факторы, изменяющие нефть, действуют лишь в зоне

контакта с водой, где протекают фи­зико-химические и биохимические про­цессы. Влияние гипергенеза медленно распространяется на всю залежь и осла­бевает при удалении от водонефтяного контакта. Поэтому, чем больше отно­шение массы залежи к площади кон­такта, тем медленнее протекает этот процесс.

При катагенезе залежи нефти, по­гружаясь в зону более высоких темпе­ратур и давлений, быстро всем объе­мом воспринимают это изменение. По­этому процесс катагенеза протекает для всех частей залежи с одной и той же скоростью.

Рис. 104. Кривая зависимо­сти плотности нефти третьего отдела свиты Г от глубины ее залегания, месторождение Ачи-Су.

Окисляющее действие вод отме­чается во многих случаях, но, по-видимому, влияние их ограничивается приконтурной зоной.

В. С. Мелик-Пашаев описал изме­нения плотности нефтей в приконтур­ной зоне многих месторождений Апшс-ронского п-ова. А. А. Карцев отмечает в залежи среднего карбона Краснокам-

ского месторождения зону вдоль контакта нефти с водой мощно­стью около 10 м, где плотность нефти гораздо больше, чем в остальной части залежи. Т. А. Ботнева описала аналогичные явления для месторождения Зыбза (северо-западный Кавказ), Ро-машкино, Бавлы и Шугурово (Волго-Уральская область).

Во многих случаях в приконтурных частях залежей градиент плотности нефти в пласте резко уменьшается. Подобное явление наблюдается на месторождениях Ачи-Су (рис. 104) в Дагестане, Еттлмен в Калифорнии (США) и в некоторых других районах. Воз­можно, приконтурную зону низких значений градиентов плотности и следует рассматривать как область залежи, на которую распро­страняется химическое воздействие пластовых вод.

Довольно трудно предположить распространение процессов окис­ления на весь объем крупных залежей. Предполагается, что про­цессы подземного окисления идут за счет воздействия на углеводо-

§ о. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 205

роды сульфатов вод микробиальным путем. Интересный пример приводит С. П. Максимов (1964) по залежи нефти в бобриковском горизонте Радаевского месторождения. Нефть этого горизонта со­держит 3,3% серы. Если допустить, пишет С. П. Максимов, что исходная нефть была малосмолистой, преимущественно метанового строения и не содержала серы, то придется принять, что вся содер­жащаяся в нефти сера образовалась из сульфатов, израсходованных на окисление микробиальным путем. Если допустить, что аромати­ческие углеводороды образовались в результате окисления парафи­нов по реакции

то на получение 78 г их придется затратить 136 г сульфата кальция. В 1 т рассматриваемой нефти содержится 410 кг ароматических соединений, следовательно, для их получения требуется минимум 715 кг сульфата кальция. Если же учесть, как пишет С. П. Макси­мов, что сульфат кальция расходуется не только на дегидрирование, но и на окисление углерода, то общее количество сульфата кальция нужно будет по меньшей мере удвоить, и тогда общее необходимое количество его составит 1430 кг. Если максимальное содержание сульфата кальция в нефтяных водах равно 1 г в 1 л, то для окисле­ния 1 т нефти потребуется 1430 м^а сульфатных вод.

В. С. Мелик-Пашаев в 1950—1951 гг. отмечал увеличение газо­вых факторов в одних и тех же пластах в зависимости от литологи-ческого состава коллектора. Более глинистые участки коллекторов в одном и том же пласте характеризовались большими газовыми фак­торами. Позже тем же автором и многими другими было отмечено облегчение нефтей в терригенных коллекторах на участках заметного увеличения их глинистости.

Так, Т. А. Ботнева в пласте Д,. Ромашкинского месторождения отмечает уменьшение плотности нефтей и уменьшение в них содер­жания асфальтенов па тех участках, где его глинистость возрастает от 5 до 30%. Причина наблюдающихся изменений неясна. Возмож­но, они являются лишь следствием изменения условий поступления нефти и газа в скважины.

Одной из наиболее вероятных причин различий в составе нефтей и газов в залежи могут быть условия формирования последней. Если формирование залежи происходило в процессе движения нефти, то и в самой залежи должны возникнуть существенные изменения, вызванные прежде всего эффектом фильтрации. Но возможное влияние этого фактора автор указывал еще в 1941 г. В самых при­ближенных чертах проявление этого эффекта можно представить себе в двух направлениях. Первое направление — это фракциони­рование флюида по молекулярному весу компонентов вследствие различной скорости их движения через пористую среду. Второе

206 Гл. VII. Залежи нефти и газа

направление - сорбция глинистыми частицами различных состав­ных частей нефти. Сорбционное изменение состава нефти будет зависеть с одной стороны, от площади соприкосновения нефти с адсорбирующими частицами, т. е. будет тем больше, чем больше

Рис 105 Кривая зависимости плотности нефти III пла­ста свиты «в» от глубины ее залегания, месторождение Махачкала.

глинистость породы и длинней путь движения, с другой, — от со­става нефти. Из составных компонентов нефти более всего подвер­жены адсорбции асфальтены и смолы, несколько менее - аромати­ческие и нафтеновые углеводороды и менее всего - парафиновые

углеводороды. Таким образом,

Рис. 106. Изменение содержания смол в нефтях калинской свиты (КаС) с юго-запада на восток, Кала (по А. Я. Гав-рилову). 1 — KaCt; 2 — КаС..

при образовании залежи в про­цессе движения нефти по не­однородному пласту можно ожидать фракционирование неф­ти. В последнее время подоб­ные взгляды высказываются А. А. Карцевым, М. И. Гербер и др. В качестве примера та­кого явления могут быть при­ведены залежи в III литерном горизонте свиты «в» (мио­цен) месторождения Махачкала (рис. 105). Можно проследить изменение и других физиче­ских и химических особенно­стей нефтей. Например, на рис. 106 показано изменение

содержания смол в нефтях калинской свиты вкрест простирания од­
ной из залежей на Апшеронском полуострове. _u

Замечательные примеры приводят Ж. Ходжсон и Е.Ъеикер по некоторым месторождениям Канады (Пембина, Редуотер, Джоффо, Лойдминстер). Так, на месторождении Пембина залежь нефти при-

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 207

урочена к выклинивающимся пескам кардиум мелового возраста. В пределах нефтяной залежи наблюдается закономерное уменьшение плотности, содержания серы, асфальтенов, смолистой части нефтей и зольных элементов (особенно ванадия и никеля) в направлении с северо-востока на юго-запад.

Не всегда с увеличением глубины нефть в залежи становится тяжелее (положительные значения пластового градиента плотности). Иногда наблюдаются отрицательные значения пластового градиента плотности. Большей частью это происходит в залежах, связанных с поверхностью. Несколько типичных примеров такого изменения нефтей описано А. А. Воробьевым для месторождений Сель-Рохо, Шор-Су, Чохногляр, Палванташ, Ходжиабад, Южный Аламышик, Чангырташ, Судак иМайли-Сай в Ферганской долине. Аналогичные изменения наблюдаются и по некоторым другим районам мира. Так, Р. Арнольд и Р. Андерсон для нескольких месторождений Калифорнии (Каолинга, Маккитрик и др.) отмечают увеличение плотности вверх по восстанию пластов по мере приближения их к вы­ходу на поверхность и в погруженных частях, у водонефтяных кон­тактов.

Значительно реже встречаются случаи, когда отрицательный градиент плотности нефти в залежи нельзя объяснить непосред­ственной связью ее с поверхностью.

Справедливым будет предположение о неустановившемся равно­весии в такой залежи вследствие более позднего поступления в нее дополнительных порций легких углеводородов.

Рассмотрим влияние значительных по амплитуде (по отношению к мощности продуктивного пласта) нарушений на особенности раз­мещения залежей и закономерности распределения в них нефтей.

Можно выделить две основные, принципиально отличные по своему характеру группы нарушений — взбросы (и надвиги) и сбросы. Возникновение надвигов и взбросов связано с явлениями сжатия пород, слагающих земную кору. Они часто образуются од­новременно с антиклинальными складками, а иногда служат при­чиной появления складки. Разорванные толщи по плоскости надвига плотно прижаты друг к другу. Поверхность надвига, как правило, не может служить путем для перемещения по ней воды или даже газа. Сбросы являются следствием усилий растяжения в земной коре. Они часто образуются после заложения складок, рассекая складки в процессе их роста. В зоне сброса может наблюдаться циркуляция вод, возможно перемещение нефтей и газов. И. О. Брод и В. Е. Хаин отмечают обычно положительное влияние надвигов и взбросов на возникновение и сохранение залежей и, как правило, отрицательную роль сбросов. Указанные особенности двух основных типов дизъюнктивных нарушений не имеют абсолютного значения, т. е. в природе существуют надвиги, по которым явно происходит циркуляция воды и других подвижных веществ, и, наоборот

208 Залежи нефти и газа

существуют сбросы, плоскости разрывов которых настолько заку­порены, что никакое движение вод или даже газов по ним невоз­можно. Но отмеченные ранее особенности сохраняют свое значение в большинстве случаев.

Можно отметить две особенности распространения залежей нефти у разрывов. Первая особенность (указана А. И. Леворсеном) заключается в том, что в ловушках, образованных сбросами, залежи обычно приурочены к висячему (поднятому) крылу, в то время как залежи в лежачем крыле представляют собой редкое исключение. Залежь в лежачем крыле образуется, если в нем вблизи сброса имеется дополнительно ловушка, образованная изгибом слоев. Такие залежи А. И. Леворсен отмечает на побережье Мексиканского залива. Вторая особенность заключается в том, что в ловушках, образованных взбросами или надвигами, залежи обычно приурочены к лежачему крылу. В висячем крыле они также встречаются, но связаны, как правило, с положительными структурными формами^ осложняющими висячее крыло надвига. Такое явление можно на­блюдать во многих районах Предкавказья, Карпат, Калифорнии и Венесуэлы. Как типичный пример может быть приведено место­рождение Малгобек в Восточном Предкавказье (рис. 107). Довольно часты случаи, когда залежи в висячем крыле надвига (взброса) отсутствуют. Это объясняется худшими возможностями сохранения залежей в надвинутой части резервуара либо вследствие непосред­ственной эрозии, либо вследствие связи этой части резервуара с по­верхностью через дополнительно возникшие разрывы типа сбросов.

Экранирующие надвиги (взбросы), по поверхности которых не происходило перемещение жидкостей и газов, существенного влияния на распространение свойств нефтей в залежах не оказы­вают. Около таких экранирующих поверхностей часто сохраняются залежи с газовой шапкой.

У сбросовых поверхностей в зависимости от конкретной геологи­ческой обстановки может наблюдаться либо смешение нефтей различ­ных горизонтов, либо утяжеление их вследствие связи сброса с по­верхностью. Так, смешение нефтей, проникших по сбросам, приводит к появлению разнотипных нефтей в пределах одной и той же залежи на месторождениях Ахтырско-Бугундырском и Холмском в Красно­дарском крае. Аналогичное явление отмечают Г. Е.-А. Айзенштадт на Эмбе, Ф. Бинне и Е. Боннар в залежах месторождения Мариен-бронн, расположенных вблизи большого Рейнского сброса во Фран­ции. На месторождении Шор-Су (Ферганская долина) Б. С. Воробьев указывает на утяжеление нефтей в IV, VII и VIII пластах в несколь­ких скважинах, расположенных вблизи сброса.

Параллельно изменению состава нефтей в залежах происходят изменения попутного газа или газа в газовых шапках. По расчетам А. С. Великовского при термодинамических условиях, существующих обычно в залежах нефти с газовой шапкой, в составе газа, кроме

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 209

метана, могло бы содержаться до 50% этана и более тяжелых угле­водородов (пропана, бутана). Однако такое большое содержание тяжелых углеводородов в газах исключительно редко. По-видимому,

Рис. 107. Профильный геологический разрез месторождения Малгобек, север­ный поднадвиг (но В. П. Куцеву и В. П. Крымову).

метан, составляющий основную часть газа в газовых шапках, не мог образоваться из нефти, его избыток в газах обусловлен генети­ческими причинами. К аналогичному выводу пришли Сильверман и Эпштейн, изучая изотопный состав углерода в нефтях и попутных

210 VII. Залежи нефти и газа

газах. Изотопный состав углерода в газах намного легче, чем в неф-тях (в газах 6С¹³ до —49,5°/₀₀; в нефтях 6С⁴³ до —307₀₀)- В то же время изотопный состав углерода в нефтях как в целом, так и по фракциям меняется в крайне незначительных пределах. Если бы газы образовывались из нефтей, то это образование должно было бы сопровождаться необъяснимо большим фракционированием изо­топов углерода и в то же время вызвать более значительные колеба­ния изотопного состава углерода в различных нефтях.

Рис. 108- Изменение состава попутного газа в залежи Байтуганского место­рождения, Оренбургской области (но Т. А. Ботневой).

1 — песчаник, насыщенный нефтью; 2 — песчаник, насыщенный водой; 3 — линия профиль­ного разреза; состав газа: 4 — азот; 5 — сумма тяжелых углеводородов; 6 — метан; 7 — сероводород; s — этан; 9 — пропан; ю — бутан; 11 — пентан; 12 — отношение нормального пентана к изопентану; 13 — отношение нормального бутана к изобутану.

Изменение состава попутных газов в залежи изучено пока слабо. По мере приближения к водонефтяному контакту иногда наблюдается относительное обогащение газов метаном и обеднение тяжелыми углеводородами, иногда картина обратная. Например, Г. Д. Галь-перн отмечает увеличение содержания метана в периферийных частях Ишимбайской залежи (артинские известняки). То же самое отмечает Т. А. Ботнева для залежи нефти с газовой шапкой в калиновской свите Журавлевско-Степановского месторождения Оренбургской об­ласти. Тот же автор на Байтуганском месторождении в попутном газе залежей турнейского яруса и бобриковского горизонта (рис. 108) наблюдал увеличение содержания тяжелых углеводородов в при-контурных частях залежи.

Довольно часто в попутных газах отмечается увеличение кон­центрации H₂S и С0₂ у водонефтяного контакта (рис. 108), но иногда картина обратная. В некоторых случаях наблюдается неравномер­ное распределение состава газа по залежи. Впервые отметил это

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 211

А. Л. Козлов для чисто газовой залежи Мельникове. В данной залежи в одной ее части преобладал азот, в другой — метан. А. Л. Козлов объяснил это подземным бактериальным окислением. Сходное явление можно отметить для залежи бобриковского гори­зонта Байтуганского месторождения.

За контуром нефтеносности по мере удаления от него состав растворенного в воде газа постоянно изменяется в результате потери тяжелых компонентов. Так, по данным П. А. Левшунова за контуром нефтеносности в пластах Д₂, Д₃ и Д₄ девонских отложений Муха-новской площади на расстоянии 5,5 км от контура наблюдалось выпадение из растворенных в воде газов сначала гексана, а затем других углеводородов, вплоть до этана (на расстоянии И,5км от контура).

В газоконденсатных залежах и чисто газовых залежах наблю­даются несколько иные явления. По законам обратного растворения чем большее давление испытывает газ, тем больше жидких углеводо­родов может раствориться в нем. Поэтому обычно в таких залежах по мере увеличения глубины их залегания вместе с ростом давления увеличивается содержание тяжелых углеводородов. В пределах одной и той же газовой залежи установить картину распределения углеводородного состава газов бывает довольно трудно. В принципе при достаточно большой высоте газовой залежи (более 200—300 м) должна наблюдаться дифференциация залежи газа по плотности компонентов.

ГЛАВА VIII