Анализ PVT-свойств пластовых газов Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Байкитской нефтегазоносной области на основании региональных трендов Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY

ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2024.3.12

Анализ PVT-свойств пластовых газов Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакоплення Байкнтской нефтегазоносной области на основании региональных трендов

М.В. Гагина* В.Г. Волков, O.A. Гогебашвили

ООО «РН-КрасноярскНИПИнефтъ», Красноярск, Россия

2024. Т. 26. № 3. С. 109-115

~УДК 552.578.2

Проведены исследования изменений физико-химических свойств газа и конденсата газовых шапок предельно насыщенной пластовой нефтегазоконденсатной системы в зависимости от термобарических условий залегания залежей. Исследования проведены по результатам лабораторных анализов 29 рекомбинированных проб газа, отобранных со скважин Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакоплення (ЮТЗ). Основная закономерность изменения свойств конденсатов газов газовых шапок ЮТЗ выявлена от пластового давления. Зависимости между PVT-свойствами, определенными по рекомбинированным пробам пластового газа, и физико-химическими свойствами, определенными по устьевым пробам конденсата, обнаружить практически не удалось. Выявлена корреляция между пластовым давлением и потенциальным содержанием С5+высшие в пластовом газе (ПСс5+высшие), пластовым давлением и коэффициентом извлечения конденсата из недр (КИК). По этим зависимостям можно проводить условную оценку ресурсов конденсата газа газовых шапок - потенциального содержания С5+высшие и КИК для новых, мелких по величине ресурсов нефти, газа и конденсата, нефтегазоконденсатных месторождений Юрубчено-Тохомской зоны.

Ключевые слова: PVT-свойства газа газовых шапок, газовый конденсат, пластовый газ, потенциальное содержание С5+ (ПСС5+высшие), коэффициент извлечения конденсата из недр, Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакоплення

Для цитирования: Гагина М.В., Волков В.Г., Гогебашвили O.A. (2024). Анализ PVT-свойств пластовых газов Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакоплення Байкитской нефтегазоносной области на основании региональныхтрендов. Георесурсы, 26(3),с. 109-115. https://doi.Org/10.18599/grs.2024.3.12

Введение

Определение начального потенциального содержания С5+, компонентного состава и коэффициента сверхсжимаемости пластового газа газовых шапок - невероятно трудоемкая, сложная и важная задача (Брусиловский, 2002; Инструкция по комплексному..., 1980; Указания по определению промысловых ресурсов..., 1971), которая позволяет более корректно оценить ресурсы месторождения, а также провести грамотную оценку необходимости строительства тех или иных объектов поверхностной инфраструктуры (Скоробогатов и др., 2023).

Кроме трудоемкости при определении характеристик пластового газа и конденсата (Методическое руководство ..., 1986; Методическое руководство..., 1990) есть еще и пункт стоимости проведения исследований, который на первых этапах геологоразведочных работ может оказать значительную нагрузку на бюджет компании, в то время как рентабельность месторождения еще не определена.

Расчетным методам (Барташевич, Ермакова, 1978) определения характеристик газа и газового конденсата (Ермаков и др., 1990) посвящено много работ

* Ответственный автор: Миляуша Венеровна Гагина e-mail: GaginaMV@knipi.rosneft.ru

© 2024 Коллектив авторов

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)

Островской Т.Д. (Гриценко и др., 1995), Гриценко И.А., Юшкина В.В., Гвоздева Б.П., Степановой Г.С. и других, в том числе зарубежных авторов. В проекгно-технологи-ческих документах по пластовым газам Западной Сибири пользуются различными методами (Рыбьяков, 2023), в том числе номограммами Островской Т.Д. (Гриценко и др., 1995). Практически во всех номограммах Островской Т.Д. используется зависимость структурно-группового углеводородного состава газового конденсата от пластовых давлений и температур, однако на рассматриваемых месторождениях номограммы не работают - в основном, из-за диапазона применимости номограмм. Расчетные РУТ-свойства пластового газа практически не имеют корреляционной связи с лабораторными экспериментами из-за, предположительно, различия в генезисе углеводородов. Вследствие этого, необходимо более детальное изучение собственных лабораторных исследований Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ).

В данной работе проведен детальный сравнительный анализ результатов исследований проб пластового газа и конденсата газовых шапок. Рассмотрены зависимости РУТ-свойств пластового газа (компонентного состава, коэффициента сверхсжимаемости (г-факгора), потенциального содержания С«, в пластовом газе

г 5+высшие

(ПСс5+), коэффициента извлечения конденсата из недр (КИК), - основных подсчетных параметров пластовых газов и конденсатов, влияющих на запасы конденсата

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ

в недрах; потерь насыщенного конденсата; давления начала конденсации; давления максимальной конденсации) и конденсата (структурно-групповой состав - массовое содержание ароматических соединений, нафтенов, парафинов, плотности конденсата в стандартных условиях, содержания смол силикагелевых, асфальтенов, парафинов) от термобарических условий залегания пластов (залежей). Приведена попытка установления взаимосвязи физико-химических свойств пластовых конденсатов от свойств пластового газа.

Авторы статьи преследуют следующие цели и задачи:

- анализ лабораторных исследований РУТ-свойств пластовых газов на разрабатываемых месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления;

- установление корреляционной взаимосвязи РУТ-свойств газов и конденсатов на основании региональных трендов или термобарических условий залегания пласта (залежи);

- определение формулы для расчета потенциального содержания С5+ пластового газа, коэффициента сверхсжимаемости и коэффициента извлечения конденсата из недр для более мелких по запасам месторождений Юрубчено-Тохомской зоны, где исследований проб пластового газа еще не проводилось.

Материалы и методы

Юрубчено-Тохомская зона (ЮТЗ) нефтегазонакопления относится к Камовскому нефтегазоносному району, а в тектоническом плане - к Байкитской антеклизе. Самыми крупными эксплуатируемыми месторождениями являются Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ). Более мелкие по ресурсам нефти, газа и конденсата нефтегазоконденсатные месторождения - Камовское, Шушукское, Борщевское, Оморинское, Салаирское -не разрабатываются.

Месторождения очень сложные для разработки, необходимо учитывать много нюансов, таких как нефтега-зоконденсатность, соленость пластовых вод, мощность пластов, осложненных системой трещин (кавернозно-трещинный тип коллектора).

В работе использованы результаты исследований 29 рекомбинированных проб пластового газа газовых шапок по скважинам Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений: 3 пробы из вендских отложений (пласты Б-УШ и Б-1Х) и 12 проб из рифейских отложений (Юрубчено-Тохомское НГКМ), 14 проб из рифейских отложений (Куюмбинское НГКМ).

Произведен анализ результатов имеющихся лабораторных исследований РУТ-свойств пластового газа и физико-химических свойств конденсата по рекомбинированным пробам ЮТЗ на предмет взаимосвязи с термобарическими условиями залегания пласта. Анализ результатов лабораторных исследований рекомбинированных проб газа и конденсата заключается в сопоставлении на кросс-плотах РУТ-свойств пластового газа и физико-химических свойств конденсата от термобарических условий пласта при проведении отбора рекомбинированной пробы.

Явной корреляционной зависимости не выявлено между следующими параметрами: массовой концентрацией ароматических соединений в конденсате

по поверхностным пробам и пластовыми термобарическими условиями (скважинный замер при отборе пробы), массовой концентрацией нафтеновых соединений в конденсате по поверхностным пробам и пластовыми термобарическими условиями (скважинный замер при отборе пробы), массовой концентрацией парафиновых соединений в конденсате по поверхностным пробам и пластовыми термобарическими условиями (скважинный замер при отборе пробы), массовой концентрацией парафиновых соединений в конденсате по поверхностным пробам и массовой концентрацией нафтеновых соединений, массовой концентрацией ароматических соединений в конденсате по поверхностным пробам и массовой концентрацией парафиновых соединений.

Однако обнаружена полиномиальная зависимость по поверхностным пробам конденсата по структурно-групповому составу - арены (% масс.) от нафтенов (% масс.) (рис. 1).

Условно на данном графике (рис. 1) можно выделить 2 группы проб (выделенных овалом), поведение которых, с достаточно хорошим коэффициентом корреляции, можно описать полиномиальной зависимостью: 1 группа со значениями % масс, нафтеновых соединений, принадлежащих диапазону 8-14 и 2 группа со значениями % масс, нафтеновых соединений, принадлежащих диапазону 14,5-19. Однако решено оставить единую зависимость, т.к. для условного разделения статистически остается очень мало данных.

10.0

9.0 8.0

У ™

(С

■I 6.0 $ 5-°

I 4.0

< 3.0 2.0 1.0 0.0

У = 0.0357х2 - 1 2995х + 4.186

Кг = 0. 6983

/ •

\/ >

У \

* \ г« *Е к \

!

0 0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

Нафтены, % масс.

Рис. 1. Зависимость массовой концентрации ароматических соединений в конденсате по поверхностным пробам от массовой концентрации нафтеновых соединений

У 160

П 140 н

| 120 Ц

и 100

§

и 60

и

Я 40 §

& 20 к

3 0

• .

/ у = 4£.364х - 876.63

V ] а2 = 0.6097

ё

■ Принято значение для

подсчета запасов

19.0 20.0 21.0 22.0 23.0 24.0 25.0 Давление, МПа

Рис. 2. Зависимость содержания стабильного конденсата в пластовом газе по рекомбинированным пробам пластового газа от пластового давления в скважине при отборе пробы

БЕ^ЕЕ^У

www.geors.ru

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY

2024. Т. 26.№З.С. 109-115

Рассмотрена зависимость для потенциального содержания С^ (ПС ^ ) в пластовом газе от пластового

5+высшие 4 с5+высшиеу

давления (рис. 2).

На рис. 2, как и на рис. 1, можно условно выделить

2 группы проб, однако в разные группы на рисунках 1 и 2 входят разные пробы. На рис. 1 кросс-плот построен по результатам исследований физико-химических свойств поверхностных проб конденсата, а на рис. 2-по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа, где не всегда проводилось определение физико-химических свойств конденсата. Однако есть небольшие пересечения, к примеру: к 1 группе на рис. 1 (со значениями % масс, нафтеновых соединений, принадлежащих диапазону 8-14,6 проб) принадлежат 2 пробы из 1 группы (из 4 проб) на рис. 2 и 1 проба из группы 2 на рис. 2; во 2 группе на рис. 1 (со значениями % масс, нафтеновых соединений, принадлежащих диапазону 14,5-19, 4 пробы) есть 3 пробы из 4-х, принадлежащих к 1 группе на рис. 1.

Возможной причиной разделения проб на группы служит примесь нефти в составе пробы. Предположительно, 1 группа (рис. 1) является примером смеси конденсата с нефтью - в составе поверхностных проб больше тяжелых и сложных по структуре ароматических соединений. В соответствие группе 1 (рис. 1) ставится группа 2 (рис. 2), т.к. из 4 проб выборки в состав этой же выборки попали

3 пробы из группы 1 (рис. 1). 2 группа проб (рис. 1) представляет собой более чистую фракцию конденсата, т.к. в составе конденсата меньше ароматических соединений, больше нафтеновых структур, ей в соответствие ставится группа 1 (рис. 2). Для более обоснованного разделения необходимо понимание отличительных особенностей конденсатов и нефтей ЮТЗ.

На номограммах Островской Т.Д. для определения ПСс5+ зависимость имеет другой угол наклона температуры к оси нафтенов, в виду того, что номограмма у Островской Т.Д. построена для содержания ароматических соединений в диапазоне 5-15 % масс., в то время как в рассматриваемых нами пробах газового конденсата Юрубчено-Тохомской зоны, эти соединения лежат в диапазоне 2-7% масс. Вероятно, тот факт, что идентичной корреляционной взаимосвязи в свойствах газовых конденсатов ЮТЗ не наблюдается, как показано в работах по газовым конденсатам Западной Сибири (Гриценко и др., 1995; Ермаков и др., 1990), объясняется различием в генезисе конденсатов, что следует из работ А.Н. Рыбьякова, О.Г. Кананыхиной, В.А. Скоробогатова, Д.Я., Хабибуллина и др. (Рыбьяков, 2023; Рыбьяков, Кананыхина, 2021; Скоробогатов и др., 2023).

При проведении анализа лабораторных исследований физико-химических свойств пластового газа и конденсата на предмет взаимосвязи содержания стабильного конденсата в газе с величиной пластового давления произведена отбраковка 72% результатов лабораторных исследований проб по следующим причинам: слишком низкая скорость газа у башмака НКТ, что способствует неполному выносу конденсата из пласта; слишком большая депрессия на пласт в ходе отбора рекомбинированной пробы, что способствует выпадению конденсата в при-забойной зоне пласта; отбор рекомбинированной пробы пластового газа произведен в затронутой разработкой зоне

пласта; при проведении рекомбинации давление начала ретроградной конденсации оказалось выше начального пластового давления в газовой шапке. Таким образом, сформировалась выборка из 8 условно кондиционных рекомбинированных проб пластового газа и конденсата, результаты исследований которых использованы в корреляционном анализе. В эту выборку вошли результаты, в которых значения начального ПСс5+ лежат в диапазоне 110-166 г/м3, т.е. при проведении отбора данных проб пластовых флюидов на рекомбинацию соблюдался оптимальный режим выноса конденсата, и рекомбинация пробы пластового газа проведена до давления начала ретроградной конденсации, равной начальному пластовому давлению в газовой шапке. Остальные значения не приняты в расчет корреляции, так как оптимальный режим и условия отбора не были выдержаны.

Получилась линейная корреляционная зависимость, согласующаяся с результатами лабораторных экспериментов, ошибка, по регрессионной оценке, составила 0-11%. Данную зависимость можно принимать в работу при оценке ресурсов газового конденсата.

На рис. 3 представлена зависимость потерь насыщенного конденсата по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа по различным скважинам ЮТЗ на основании тестов CVD (constant volume depletion - эксперимент истощения при постоянном объеме) от давления в ячейке при проведении эксперимента. Наблюдается типичный для зависимости «ПС -Р »

с5+высшие пл

тренд, однако изменения значений потерь конденсата лежат в широком диапазоне, описать этот тренд в виде единой зависимости довольно трудно.

Сопоставление на кросс-плот графиках различных физико-химических параметров пластовых газоконден-сатных проб не выявило зависимости. Сопоставление было проведено по следующим параметрам: суммарные потери насыщенного конденсата по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа по экспериментам С VD от коэффициента извлечения конденсата из недр, давление начала конденсации по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа от коэффициента извлечения конденсата из недр, давление максимальной конденсации по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа от коэффициента извлечения конденсата из недр, плотность стабильного конденсата в поверхностных условиях от коэффициента извлечения конденсата из недр, коэффициент извлечения конденсата из недр от содержания выкипающих фракций при различных температурах (100, 150,200,250, 300 °С), потенциальное содержание С«, в пластовом газе

г 5+высшие

от содержания выкипающих фракций при различных температурах (100, 150, 200, 250, 300 °С), коэффициент извлечения конденсата из недр от пластовой температуры (скважинный замер при отборе пробы). Кросс-плоты представляют собой облако точек, которое сложно описать единой зависимостью с хорошим коэффициентом корреляции.

На рис. 4 представлена зависимость коэффициента извлечения конденсата из недр от пластового давления (скважинный замер при отборе пробы) - наблюдается линейная зависимость, коэффициент корреляции 0,421.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Рис. 3. Зависимость потерь насыщенного конденсата по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа по тестам СУЛ от давления в ячейке при проведении эксперимента

-в--е-

и

1

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 о

У = 0.1бх ■ - 2.7869

R2 = 0. .421

_ 1

1

•

15.0 18 0 21.0 24.0

27.0 МПа

30.0

Пластовое давление .

Рис. 4. Зависимость коэффициента извлечения конденсата из недр от пластового давления, замеренного при проведении отборарекомбинированной пробы на скважине

Полученную зависимость (рис. 4) можно рассмотреть для условной оценки подсчетных параметров конденсата при оценке ресурсов новых месторождений ЮТЗ.

Также рассмотрены зависимости для коэффициента сверхсжимаемости пластового газа (z-фактора) и компонентного состава пластового газа от начальных термобарических условий залежи. В таблице 1 приведены по-скважинные данные по z-факгору, компонентному составу пластового газа, термобарическим условиям в скважине и характеристикам газоконденсатной смеси.

Корреляционной зависимости не обнаружено для сопоставления коэффициента сверхсжимаемости от пластовой температуры, давления начала конденсации, пластового давления, конденсатно-газового фактора по стабильному конденсату, конденсатно-газового фактора по сырому конденсату, коэффициента извлечения конденсата из недр, массовой концентрации ароматических соединений в конденсате по поверхностным пробам, массовой концентрации нафтеновых соединений в конденсате по поверхностным пробам, массовой концентрации парафиновых соединений в конденсате по поверхностным пробам, содержания выкипающих фракций (% об.) при различных температурах (100, 150, 200, 250, 300 °С).

На основании результатов анализов рекомбинированных проб пластового газа произведено сопоставление компонентного состава пластового газа от пластовых термобарических условий: метана, этана, пропана, изо-и норм-бутана, тяжелого псевдо-компонента С«, , -

1 J 7 ^ 5+высшие'

трендов обнаружить не удалось.

При сопоставлении головных компонент пластового газа с содержанием выкипающих фракций (% об.) при различных температурах (100, 150, 200, 250, 300 °С) зависимость также не прослеживается.

Обсуждение результатов, выводы

В работе проанализированы результаты лабораторных исследований РУТ-свойств пластового газа и физико-химических свойств конденсата по рекомбинированным пробам. Зависимость между PVT-свойствами, определенными по рекомбинированным пробам газа, и физико-химическими свойствами, определенными по устьевым пробам конденсата обнаружить не удалось.

Выявлено, что преобладающее влияние на основные подсчетные свойства конденсатов газовых шапок Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления оказывает пластовое давление. Получены зависимости от пластового давления в залежи для расчета характеристик пластового газа и конденсата - потенциального содержания С«, (ПС ,, ) и коэффициента извлечения

5+высшие 4 с5+высшиеу т т ^

конденсата из недр (КИК). Формулы для расчета между пластовым давлением и потенциальным содержанием ^5+высшие (1)' между пластовым давлением и коэффициентом извлечения конденсата из недр (2):

ПС^ (г/м3) = 48,364 ■ Р (МПа) - 876,63, (1)

с5+высшие 4 у 7 пл нач 4 у 7 7 4 у

КИК (д. ед.) = 0,16 ■ (Рппнач (МПа)) - 2,7869, (2) где ПС ^ - потенциальное содержание С^ в пла-

с5+высшие 5+высшие

стовом газе, определенное по результатам лабораторных исследований рекомбинированных проб пластового газа и конденсата, г/м3; Р - начальное пластовое давление

' 7 пл нач

в залежи, определенное на скважине в момент отбора рекомбинированной пробы, МПа; КИК - коэффициент извлечения конденсата из недр, д. ед.

GEDRESURSY

www.geors.ru

ГЕОРЕСУРСЫ I GEORESURSY ^ 2024. T. 26.№3.C. 109-115

gr/A<\

а г С и

и о с о

й M

м S

« s

5 Ю

cd cd

M H

В m

S (U F

•e

m о

M 4

tu

4 ft

M 4

о <U

a m

о «

о ft

s g

* y

о та M

& M.

^ (U

M

<u 4 M о Ы

«

я

о

о cd

ft H о g

* 43 h

X 5

& о

H

<u

cd

С

<u s I

<u

4 §

4

cd

s

S «

9 о

Й ®

S л

S ч

M

u s

3 &

Ж Q

S ^ и о

и

I

h I <u M о с

s

о «

К

U

и

ft о

S3 Ч

Я U N Ч

о -

S3 s Е

g &

в ^

3 S Ь Г N

cd cd (J

Я H fto

g

ä S t

„ cd <u H S И

w .

s Я

S о

И

ffl

4

M

S

«

к

и

H

t*

e

X

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ

3

По зависимостям (1) и (2) можно проводить условную оценку ресурсов конденсата в пластовом газе газовых шапок - потенциального содержания С5+высшие и КИК для новых, мелких по ресурсам нефти, газа и конденсата нефтегазоконденсатных месторождений Юрубчено-Тохомской зоны.

Благодарность

Авторы выражают благодарность коллегам из ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» и рецензентам за ценные замечания и предложения, которые способствовали улучшению работы.

Литература

Барташевич A.A., Ермакова В.И. (1978). Способ геохимической разведки. Патент SU 716015.

Брусиловский А.И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М: Грааль.

Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. (1995). Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконден-сатных систем. М: Недра.

Ермаков В.И., Зорькин Л.М., Скоробогатов В.А., Старосельский В.И. (1990). Геология и геохимия горючих газов: Справочник. Под ред. И.В. Высоцкого. М: Недра, 315 с.

Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконден-сатных пластов и скважин (1980). М: Недра.

Методическое руководство о порядке разработки, содержания и оформления материалов по обоснованию потенциального содержания конденсата в пластовом газе и коэффициента извлечения конденсата из недр (1986). М: СОЮЗГАЗТЕХНОЛОГИЯ.

Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа (1990). М: ВНИИГАЗ.

Рыбьяков А.Н. (2023). Закономерности изменения содержания и состава жидких углеводородов в свободном газе месторождений Западной Сибири. Вестигазовой науки, 1(53),с. 173-181.

Рыбьяков А.Н., Кананыхина О.Г. (2021). Формирование и прогнозирование конденсатосодержащих месторождений и залежей в осадочных бассейнах России. Проблемы ресурсов, разведки и добычи в XXI веке. Вести газовой науки, 3(48), с. 80-91.

Скоробогатов В.А., Рыбьяков А.Н., Хабибуллин Д.Я. (2023). Газовый конденсат осадочных бассейнов России: генезис, запасы, ресурсы, добыча. Будущее. Вести газовой науки, 1(53), с. 294-308.

Указания по определению промысловых ресурсов конденсата и его добычи при эксплуатации газоконденсатных месторождений на естественном режиме (1971). М: ВНИИГАЗ.

Сведения об авторах

Миляуша Венеровна Гагина - главный специалист отдела свойств флюидов и ГДИС

ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» Россия, 660098, Красноярск, ул. 9 мая, д. 65Д e-mail: GaginaMV@knipi.rosneft.ru

Владимир Григорьевич Волков - заместитель генерального директора по геологии и разработке ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» Россия, 660098, Красноярск, ул. 9 мая, д. 65Д e-mail: VolkovVG@knipi.rosneft.ru

Олег Александрович Гогебашвили - начальник отдела свойств флюидов и ГДИС

ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть» Россия, 660098, Красноярск, ул. 9 мая, д. 65Д e-mail: GogebashviliOA@knipi.rosneft.ru

Статья поступила вредакцию 28.06.2024;

Принята к публикации 10.09.2024; Опубликована 30.09.2024

IN ENGLISH

ORIGINAL ARTICLE

PVT-Properties Analysis ofReservoir Gases ofthe Yurubcheno-Tokhom Oil and Gas Accumulation Zone of the Baikit Oil and Gas Region Based on Regional Trends

M.V. Gagina*, KG. Volkov, O.A. Gogebashvili

RN-KrasnoyarskNIPIneft, Krasnoyarsk, Russian Federation

*Corresponding author:Milyausha V. Gagina, e-mail: GaginaMV@knipi.rosneft.ru

Abstract. Studies of changes in the physical and chemical properties of reservoir gas and gas cap condensate of an extremely saturated reservoir oil and gas condensate system depending on the conditions of deposits (reservoir pressures and temperatures) were carried out. The research was based on the results of laboratory analyses of 29 recombined gas samples taken from wells of the Yurubcheno-Tokhom oil and gas accumulation zone (YTZ). The main pattern of changes in the properties of gas condensates of the gas caps of the UTZ was revealed as a function of reservoir pressure. There was practically no correlation between PVT-properties determined from recombined reservoir gas samples and physical and chemical properties determined from wellhead condensate samples. A correlation between reservoir pressure

and potential С

5+higher

content in reservoir gas (PC,

C5+higher-

reservoir pressure and condensate recovery coefficient was

revealed. Based on this dependencies, it is possible to carry out conditional estimation of the gas condensate resources of gas caps - the potential content of C5+higher and condensate recovery coefficient for new, smal oil and gas condensate fields of the Yurubcheno-Tokhom oil and gas accumulation zone.

Keywords: PVT-properties of gas caps, gas condensate, reservoir gas, potential C5+ content (PCC5+higher), condensate recovery coefficient, Yurubcheno-Tokhom zone of oil and gas accumulation

Recommended citation: Gagina M.V., Volkov V.G., Gogebashvili O.A. (2024). PVT-Properties Analysis of Reservoir Gases of the Yurubcheno-Tokhom Oil and Gas Accumulation Zone of the Baikit Oil and Gas Region Based on Regional Trends. Georesursy = Georesources, 26(3), pp. 109-115. https://doi.Org/10.18599/grs.2024.3.12

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESURSY

www.geors.ru

rEOPECyPCbl / GEORESURSY

2024. T. 26.№3.C. 109-115

Acknowledgements

The authors expresses their gratitude to their colleagues from RN-KrasnoyarskNIPIneft and the reviewers for their valuable comments and suggestions that contributed to the improvement of the work.

References

Bartashevich A.A., Ermakova V.I. (1978). Method of geochemical exploration. Patent SU716015.(In Russ.)

Brusilovsky A.I. (2002). Phase transformations during the development of oil and gas fields. Moscow: Graal. (In Russ.)

Ermakov V.I., ZorkinL.M., Skorobogatov V.A., Staroselsky V.I. (1990). Geology and geochemistry of combustible gases. Ed. I.V. Vysotsky. Moscow: Nedra, 315 p. (InRuss.)

Gritsenko A.I., Gritsenko I.A., Yushkin V.V., Ostrovskaya T.D. (1995). Scientific basis for predicting the phase behavior of reservoir gas-condensate systems. Moscow: Nedra. (In Russ.)

Guidelines for determining the field resources of condensate and its production during the exploitation of gas condensate fields in a natural mode (1971). Moscow:VNIIGAZ. (InRuss.)

Instructions for the integrated study of gas and gas-condensate formations and wells (1980). Moscow: Nedra. (In Russ.)

Methodological guidance on the procedure for the development, maintenance and execution of materials to substantiate the potential content of condensate in reservoir gas and the coefficient of condensate extraction from the subsoil (1986). Moscow: SOYUZGAZTECHNOLOGIYA. (In Russ.)

Methodological guidelines for calculating the balance and recoverable reserves of condensate, ethane, propane, butanes, non-hydrocarbon components, determining their potential content in reservoir gas, accounting for the production of condensate and natural gas components (1990). Moscow: VNIIGAZ. (In Russ.)

Rybyakov A.N. (2023). Patterns of changes in the content and composition of liquid hydrocarbons in free gas from fields in Western Siberia. Vestigazovoynauki, l(53),pp. 173-181. (InRuss.)

Rybyakov A.N., Kananykhina O.G. (2021). Formation and forecasting of condensate-containing fields and deposits in sedimentary basins of Russia. Problems of resources, exploration and production in the 21st century. Vesti gazovoynauki, 3(48), pp. 80-91. (InRuss.)

Skorobogatov V.A., Rybyakov A.N., Khabibullin D.Ya. (2023). Gas condensate of sedimentary basins of Russia: genesis, reserves, resources, production. Future. Vesti gazovoy nauki, 1(53), pp. 294—308. (In Russ.)

About the Authors

Milyausha V. Gagina - Chief specialist (PVT-properties), Department of Fluid Properties and Well Testing RN-KrasnoyarskNIPIneft

65D, 9 May st., Krasnoyarsk, 660098, Russian Federation e-mail: GaginaMV@knipi.rosneft.ru

Vladimir G. 'Volkov - Deputy General Director of Geology and Development, Cand. Sci. (Physics and Mathematics) RN-KrasnoyarskNIPIneft

65D, 9 May st., Krasnoyarsk, 660098, Russian Federation e-mail: VolkovVG@knipi.rosneft.ru

OlegA. Gogebashvili - Head of the Department of Fluid Properties and Well Testing RN-KrasnoyarskNIPIneft

65D, 9 May st., Krasnoyarsk, 660098, Russian Federation e-mail: GogebashviliOA@knipi.rosneft.ru

Manuscript received 28 June 2024; Accepted lOSeptember 2024; Published 30 September 2024

HWHHO-TEXH№4ECKMft XyPHAJI

www.geors.ru TEDPECyPCbl