CC BY
40
ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ХАРАКТЕРИСТИК УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕТОДОМ ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОМЕТРИИ
В.Ю. Артемьев, Е.Б. Григорьев, ИМ. Шафиев
В процессе разработки газоконденсатных месторождений важную роль играет оперативность и комплексность информации об изменениях, происходящих в залежи. Для решения этих задач был использован метод инфракрасной спектрометрии с Фурье-преобразованием (ИКС ФП), который позволяет сделать оценку изменений, происходящих в углеводородных системах.
Получение спектров в этом методе проводится в два приема: сначала регистрируется интерферограмма исследуемого излучения, а затем путем ее Фурье-преобразования вычисляется спектр.
Спектр является индивидуальной характеристикой простого вещества и аддитивной (суммарной) - для смеси. Каждой структурной группе органической молекулы соответствует определенный набор полос поглощения (п.п.). Число характеристических полос поглощения, атомных групп, их интенсивность и положение максимумов, наблюдаемых на ИК-спектрах, дают представление о строении индивидуального соединения или о компонентном составе сложных веществ.
Методом ИКС с использованием спектрометра с Фурье-пре-образованием фирмы Perkin - Elmer (серия 1600) авторами были проведены исследования большой группы нефтегазоконденсатных флюидов Уренгойского месторождения. Перечень объектов исследований и их физико-химические характеристики приведены в табл. 1 [1].
Таблица 1
Физико-химические характеристики флюидов объектов исследования
Объекты Молекулярная масса М Плотность р, кг/м3 Показатель преломления п/° Вязкость У20, сСт
начальная текущая начальная текущая начальная текущая начальная текущая
1 1А 108 106-100 777,1 750-730 1,4285 1,42-1,41 1,15 0,9-0,8
1Б 92 100-92 720,0 720-710 1,4090 1,402-1,413 0,7 0,8-0,7
2 118 106-98 767,2 726-718 1,4300 1,412-1,405 1,14 0,75-0,73
3 112 107-95 759,8 720-710 1,4300 1,411-1,402 1,13 0,76-0,73
4 115 108-96 757,3 730-710 1,4275 1,410-1,4025 0,97 0,76-0,68
При проведении исследований выполнялись как качественный анализ по определению групп молекул и связей по соответствующим полосам поглощения, так и относительное количественное сравнение с помощью спектральных коэффициентов, перечень которых приводится в табл. 2. Коэффициенты рассчитывались как отношения оптических плотностей (О) в максимумах изучаемой и реперной полос. Это позволило представить ИК-спектр в виде
Таблица 2
Спектральные коэффициенты
Обозначение коэффициентов Отношение оптических плотностей Условные отношения между углеводородными структурами
А13 ^767^741 Условное отношение моноциклической ароматики к сумме моно- и бициклической ароматики
к ^806^1608 Условное отношение бициклоароматики к сумме ароматических структур
А1 ^1608^723 Условное отношение ароматических структур к парафиновым
Де ^1608^1458 Условное содержание ароматических структур
Н1 ^966^723 Условное отношение нафтеновых структур к парафиновым
Н2 ^966^1458 Условное содержание нафтеновых структур
П2 ^723^1458 Условное содержание парафиновых структур
Р ^1377^1458 Условный коэффициент разветвленности структур
совокупности цифровых величин, показывающих существующие различия, а также установить общие закономерности изменения свойств анализируемых флюидов.
Анализ ИК-спектров газоконденсатов Уренгойского НГКМ показал, что для большинства образцов характерен спектр, представленный на рис. 1. Вместе с тем встречена небольшая группа флюидов подобъекта 1А, спектр которых (рис. 2) существенно отличается от спектра, отраженного на рис. 1.
Длина волны, см'
Рис. 1. Типичный ИК-спектр конденсатов Уренгойского НГКМ (метано-нафтеновый тип)
Длина волны, см'1 1250 1050 850
1650
1450
650
450
Рис. 2. ИК-спектр конденсата нафтенового типа Уренгойского НГКМ
Данный спектр характеризуется почти полным «вырождением» многих полос поглощения. В нем практически отсутствуют как полосы ароматических (1608,800-700 см-1), так и парафиновых (720-724 см-1) структур. Наиболее значимыми являются полосы поглощения 960-970 и 1029-1032 см-1, характерные для нафтеновых структур.
При значительном сходстве спектров, представленных на рис. 1, в диапазоне 900-600 см-1 отмечается различное соотношение и интенсивность ряда полос поглощения, и в первую очередь 767 и 741 см-1 (рис. 3). На их основе авторами были предложены спектральные коэффициенты А13 и К, характеризующие относительное содержание различных классов ароматических структур в нефтегазоконденсатных системах [2-3]. Эти параметры хорошо себя зарекомендовали при оценке типа получаемых из скважин флюидов.
Рис.3. ИК-спектры нефти (1) и конденсата (2) в диапазоне 900-600 см-1
Коэффициент А13 = Д767/Д741 представляет отношение значений оптических плотностей полос 767 и 741 см-1. Изучение распределения величин этого коэффициента по десятиградусным фракциям газовых конденсатов и нефтей позволило сделать вывод, что полоса поглощения 767 см-1 фиксируется и наиболее контрастна во фракциях 100-210 °С, а полоса 741 см-1 - во фракциях 110-280 °С. На основании данных фактов можно утверждать, что параметр А13 характеризует относительное содержание более легкой моноциклической ароматики (моно- и дизамещенной) по отношению к сумме фракций
более тяжелой моноциклической ароматики (ди- и более замещенной) и бициклической (нафталины) ароматики, т.е.:
А13 — Д767/Д74! ~ СпН2п-б / Х(СпН2п-6 + СпН2п-12), (1)
где СпН2п -6 - гомологи ряда бензола; СпН2п-12 - гомологи ряда нафталина.
Для более полной оценки свойств УВ-систем использован дополнительный коэффициент К — Д805_810/Д606, определяющий условное содержание сложной (бицикло- и выше) ароматики по отношению к суммарному содержанию ароматической фракции. В свою очередь следует отметить, что полоса 805-806 см-1 начинает устойчиво фиксироваться с фракции 130-140 °С и прослеживается до 200-210 °С, после чего отмечается ее смещение в область 809-811 см-1. Аналогичный эффект смещения зафиксирован для флюидов в случае появления в газоконденсатной системе примеси нефти. Как дополнительный признак совместно с А13 и К параллельно учитывается набор контрольных полос поглощения, включающий следующие из них: 1458-1464, 805-811, 727-721 см-1. Левая граница указанных интервалов характерна для конденсатов, а правая - для нефтей.
В результате исследования распределения А13, К и контрольных полос поглощения была установлена связь их с типом добываемых из скважин углеводородных флюидов и оценены соответствующие диапазоны изменений А13 и К (табл. 3).
Таблица 3
Связь коэффициентов А13 и К с типом добываемых флюидов
Тип флюида А,з К
Конденсаты > 1 < 1
Конденсаты с примесью нефти > 1 > 1
Смеси нефтей и конденсатов < 1 < 1
Нефти < 1 > 1
Данные ИКС-анализов добываемого и выпавшего конденсатов, полученных при проведении РУТ-исследований показали, что для всей выборки изученных проб (кроме нафтеновых) зафиксированы спектры, аналогичные представленным на рис. 3 и характери-
зующиеся набором коэффициентов > 1, К < 1 и < 1, К > 1. Как было показано выше, данные наборы спектральных коэффициентов присущи конденсатам и нефтям. Главной особенностью является то, что конденсатный тип (А13 > 1, К < 1) присущ только добываемым конденсатам, а нефтяной (А13 < 1, К > 1) — только выпавшим. При этом наблюдается строгое сохранение вида спектра и набора коэффициентов внутри каждой группы.
На втором этапе исследований после определения типа флюида проводилась работа по количественной оценке доли нефти в смесях, составленных из конденсатов и нефтей разных эксплуатационных объектов Уренгойского НГКМ.
За крайние точки системы приняты: конденсат, для которого содержание нефти равно 0 %, и нефть, для которой эта величина соответствует 100 %. После добавления нефти рассчитывалась концентрация последней в получившихся смесях. С целью получения равномерного распределения вещества в объеме приготовленные пробы в течение 5-7 мин разогревались на масляном радиаторе и осторожно взбалтывались. Параметры записи подбирались таким образом, чтобы величина пропускания (!) по полосе 1458-1462 см-1 была в пределах 15-20 %.
Для исследованных проб проводился расчет коэффициентов А13 и были построены графики А13 = / (% нефти), по которым оценивалось содержание нефти в конденсатно-нефтяных смесях (рис. 4).
Рис. 4. Изменение А13 конденсатов в зависимости от количества добавленной нефти (Уренгойское НГКМ; 2, 3, 4 объекты)
В качестве примера на рис. 4 приведены данные по скважинам объектов 2-4 Уренгойского НГКМ. Имеется четкая связь (коэффициенты корреляции Я2 = 0,97 - 0,99) между параметром А13 и содержанием нефти в искусственных смесях. Полученные результаты позволяют с большой долей вероятности использовать данные зависимости для оценки содержания нефти в реально добываемых флюидах. Для месторождений с большим количеством эксплуатационных объектов и сложным геологическим строением желательно создание набора графиков А13 = / (% нефти) для отдельных эксплуатационных участков (залежей), что значительно повысит точность прогнозных оценок.
На третьем этапе исследовалось распределение А13 по десятиградусным фракциям конденсатов и нефтей. В результате была установлена зависимость
п
(Ав)^ = Е ((АвХ * С,}, (2)
I = 1
где (А13)р - коэффициент нефракционированного (сырого) флюида; (А13) - коэффициент г десятиградусной фракции; Сг - концентрация г десятиградусной фракции, % масс.; п - число проанализированных фракций.
Относительное отклонение (А13)^, расчетных значений по формуле (2) не превышает ± 3 % по сравнению с величинами, полученными для исходных нефракционированных проб. Установленная зависимость была использована для оценки конечной температуры кипения добываемого флюида [4-5].
Первоначально для каждой отдельной десятиградусной фракции определяется величина коэффициента (А13)г (рис. 5). С учетом концентраций фракций Сг и их числа п рассчитывается величина (А13)р для всей суммы фракций конкретного флюида. В дальнейшем с постоянным шагом (п - 1), что соответствует условному сокращению состава на одну десятиградусную фракцию, проводится пересчет концентраций фракций и параметра (А13)^, для новой системы. Проведя последовательно ряд таких пересчетов и получив набор новых значений (А13)^, на их основе строится кривая распределения, характеризующая значения температуры конца кипения флюида, которая и используется как калибровочная (рис. 6).
Температура кипения фракций, “С
Рис. 5. Значения параметра (А13), десятиградусных фракций
Температура кипения фракций, “С
Рис. 6. Расчетные кривые изменения температуры конца кипения конденсатов в процессе разработки (Уренгойское НГКМ, Ач3-4)
Для последующих оценок проводятся измерения лишь параметра (А13)р нефракционированных проб. Получаемые данные наносятся на калибровочные графики, на основании которых и проводится прогнозная оценка конечных температур кипения добываемого сырья на разных этапах разработки. Такой контроль позволяет экспрессно фиксировать изменения, происходящие с извлекаемым флюидом.
В результате анализа спектральных коэффициентов флюидов установлено, что для большинства коэффициентов отмечаются устойчивые изменения их абсолютных величин в процессе снижения пластового давления. На этом фоне наиболее значимые перераспределения отмечаются для ароматических структур. Так, для проанализированной выборки образцов фиксируется устойчивая тенденция роста величины А13, т.е. внутри класса ароматических соединений все более превалируют в составе моноароматические структуры.
Проведенные наблюдения по скважинам эксплуатационных объектов 1-4 валанжинских отложений показали значимую связь параметра А13 с определенными при промысловых исследованиях значениями пластового давления (Рш) и потенциальным содержанием С5+в в пластовом газе (ПС5+в) (табл. 4).
Таблица 4
Корреляция А13 с промысловыми параметрами Рпл. и ПС^
Объект Коэффициенты корреляции А13 с промысловыми параметрами
Р ‘ пл. ПС5+в
диапазон значений Я2 я2™ диапазон значений Я2 я2„„
1 0,85-0,96 0,89 0,63-0,92 0,83
2 0,6-0,91 0,81 0,41-0,99 0,83
3 0,54-0,98 0,8 0,46-0,98 0,75
4 0,77-0,9 0,83 0,6-0,97 0,77
В настоящее время трудно предложить четкое объяснение полученным фактам, но можно утверждать, что зафиксированные связи (рис. 7) А13 = ЛРпл) и А13 = _ДПС5+в) контролируются процессами, происходящими в газоконденсатной системе, и могут представлять интерес при проведении контроля разработки залежей.
По данным ИК-исследований, с учетом установленных связей, были построены (рис. 8) уточненные расчетные кривые ПС5+в = /(Рпл ), по которым проведена оценка потенциального содержания конденсата. Полученные данные сравнивались с результатами промысловых исследований за 2008 г. (табл. 5).
В добываемых нефтях и газоконденсатах, как правило, содержится вода. Несмотря на то, что по исследованию ИК-спектров воды имеется много публикаций, сведения о частотах колебаний
Рис. 7. Взаимосвязь параметров А13 = 1(РШ) (а) и А13 = /(ПС5+в) (б) (Уренгойское НГКМ, скв. 2301)
Рис. 8. Взаимосвязь параметров ПС^ и Рпк по промысловым (1) и уточненным по ИКС (2) данным (Уренгойское НГКМ, скв. 2301)
Таблица 5
Сравнение значений потенциального содержания (ПС5+в) по данным промысловых исследований и данным, уточненным по ИКС
№ п/п Потенциальные содержания конденсата Отклонение
промысловые уточненные по ИКС
дата отбора ПС5+В (г/м3) ПС5+В (г/м3) (г/м3)
1 01.07.09 40,5 40,5 0
2 02.07.08 54,9 54,5 0,4
3 23.03.09 51,5 50,8 0,8
4 16.01.08 51,4 55,6 -4,2
5 17.06.08 53,7 55,5 -1,8
6 25.03.09 56,9 56,9 0
7 10.06.08 67,5 69,5 -2
8 02.04.09 66,8 66,6 0,2
9 30.07.08 47,5 47,7 -0,2
10 03.06.09 94,7 91,6 3,1
11 01.07.08 99,3 95,8 3,5
12 18.06.08 62,3 63,2 -0,9
и их отнесении в большинстве случаев не только не совпадают, но бывают и противоречивы. В спектрах жидкой воды полосы поглощения значительно уширены и смещены относительно соответствующих полос в спектре водяного пара. Кроме того, усложнение спектра можно объяснить существованием различных типов ассоциаций, проявлением обертонов и составных частот ОН-групп, находящихся в водородной связи. Это затрудняет его интерпретацию и отчасти объясняет имеющиеся в литературе противоречия. В спектре жидкой воды наблюдаются следующие полосы поглощения: 780, 1645, 2150, 3450, 3600, 3290 см-1.
При спектральных исследованиях газовых конденсатов, проведенных авторами на Уренгойском НГКМ в 1997-1998 гг., отмечен интересный факт, связанный с появлением в некоторых пробах дополнительного набора полос поглощения в области спектра 1500-1800см -1, ранее не фиксировавшихся. В первую очередь это полосы поглощения, характерные для кислородсодержащих (1716, 1700, 1690, 1658, 1548 см-1) и непредельных (1640 см--1) структур, что указывает на появление в составе конденсатов гетероциклических ароматических соединений, карбонильных групп кислот эфи-
ров, альдегидов, кетонов. Наличие таких веществ является признаком окислительной обстановки, которая в эксплуатационных скважинах связана в первую очередь с зоной газоводяного контакта. Как было отмечено, к пластовым водам газоконденсатных месторождений приурочено повышенное содержание низкомолекулярных карбоновых кислот. В связи с этим с большой долей вероятности можно утверждать, что появление в ИК-спектрах добываемого конденсата полос поглощения кислородсодержащих структур можно рассматривать как косвенный, качественный признак подъема и приближения пластовых вод к интервалам перфорации.
Комплексная информация, полученная на основе данных инфракрасной спектрометрии, предлагается для оценки свойств добываемого конденсата, ранней диагностики и оценки изменений, происходящих в залежах в процессе разработки, и позволит дополнить существующий стандартный комплекс исследований.
На основании проведенных исследований (мониторинг) спектральных характеристик флюидов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения можно сделать следующие выводы:
1) с помощью инфракрасной спектрометрии получена комплексная информация по оценке изменений, происходящих в залежи в процессе разработки;
2) набор информационных характеристик включает:
а) оценку типа добываемого флюида по величине параметров А13 и К;
б) доли примеси нефти в добываемом конденсате;
в) температуры конца кипения добываемого флюида;
г) прогноз изменений Рпл и ПС5+в ;
д) уточнение величины ПС5+в;
е) контроль появления воды в добываемой продукции;
3) анализ свойств добываемых конденсатов, проведенных на основе ИКС, показал:
а) для большинства исследованных проб характерно снижение величины параметра А13 и параллельно происходит облегчение конденсатов;
б) в некоторых скважинах отмечена стабилизация величины А13, что свидетельствует о вовлечении в процесс добычи ранее выпавшего конденсата или «подтягивания» нефтяно-
го вещества оторочек, что наиболее заметно проявляется для 3-го объекта УКПГ 1АВ;
в) на ИК-спектрах повсеместно фиксируется широкая полоса поглощения в области 3300-3400 см-1, связанная с ОН-груп-пами и являющаяся признаком воды. Дополнительное появление полос поглощения в области 1600-1800 см-1 позволяет предполагать появление пластовой воды.
Список литературы
1. Проведение комплекса экспериментальных физико-химических, термодинамических и геохимических исследований для подсчета запасов, проектирования, анализа и контроля за разработкой месторождений ОАО «Газпром»: отчет о НИР: этап 3 «Мониторинг физико-химических и термодинамических характеристик пластовых систем Уренгойского НГКМ, Ямбургского ГКМ» / ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - 0072-06-16. - М., 2009.
2. Артемьев В.Ю. Экспрессный метод определения типа флюида по данным инфракрасной спектрометрии с Фурье-преобразованием (ИКС ФП) / В.Ю. Артемьев, Т.Д. Островская // Материалы геол.-технич. совещания «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны». - Тюмень, 1999. - С. 268-273.
3. Артемьев В.Ю. Контроль за разработкой газоконденсатной залежи методом ИК-спектрометрии / В.Ю. Артемьев, Н.М. Парфенова, Э.Т. Стройный // Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатность в ОАО «Газпром»: ч. 2. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - С. 33-36.
4. Лапшин В.И. Оперативный контроль изменения фракционного состава добываемого конденсата (методом ИКС) / В.И. Лапшин, В.Ю. Артемьев, Ю.М. Корчажкин и др. // Актуальные проблемы освоения, разведки и эксплуатации месторождений природного газа. - М.: ВНИИГАЗ, 2003. - С. 315-320.
5. Артемьев В.Ю. Инфракрасные характеристики флюидов нижнемеловых отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / В.Ю. Артемьев, В.И. Лапшин, Э.Т. Стройный // Современное состояние и перспективы развития газоконденсатных исследований. - М.: ВНИИГАЗ, 2005. - С. 164-173.
