CC BY
655
УДК 665.612.2;3
В.И. Лапшин, А.Н. Волков, А.А. Константинов
Газоконденсатные характеристики углеводородных флюидов нефтегазоконденсатных залежей (начальное определение и корректировки в процессе разработки)
Эффективное проектирование и последующая разработка газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей требуют достоверного определения газоконденсатных характеристик (ГКХ) углеводородных флюидов.
Газоконденсатные характеристики углеводородных флюидов и продукции газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей в соответствии с положениями [1, 2] включают:
компонентный состав газовых и жидких углеводородов (УВ) пластового газа; компонентный состав пластового газа, потенциальное содержание углеводородов С2, С3, С4, С
физико-химические свойства конденсата; изотермы, изобары конденсации пластового газа;
прогнозные и реальные зависимости потенциального содержания углеводородов С5+ при снижении пластового давления;
баланс распределения углеводородов С5+ при снижении пластового давления; фазовые диаграммы пластового газа или газоконденсатной смеси, которые могут быть представлены в следующих координатах: Р-У, Р—Т, Р — содержание С5+.
Газоконденсатные характеристики определяются с помощью промысловых, лабораторных (физико-химических) и термодинамических (экспериментальных РУТ) исследований, которые составляют комплекс газоконденсатных исследований.
Важнейшим условием получения газоконденсатных характеристик является наиболее точная оценка начальных параметров пластовых углеводородных флюидов и их дальнейшая корректировка в процессе мониторинга при разработке залежей.
Промысловые газоконденсатные исследования подразделяются на первичные и текущие. Первичные исследования следует проводить до начала разработки на стадии поиска, разведки, пробной и опытно-промышленной эксплуатации залежей на поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах в начале разработки. Текущие исследования проводятся в процессе эксплуатации залежей для контроля изменения газоконденсатных характеристик. Периодичность проведения исследований для каждого месторождения определяется программой работ, определенной проектным документом.
Однако в процессе проведения разведочных работ, как правило, не наблюдается детального анализа и обобщения полученных в процессе разведки данных. Вследствие этого часть параметров на стадии разведки определяется с недостаточной точностью, требуется их существенное уточнение в процессе опытно-промышленной эксплуатации после бурения эксплуатационных скважин.
Таким образом, начальное проектирование систем разработки газоконденсатных (ГКМ) и нефтегазоконденсатных (НГКМ) месторождений связано с рисками, зависящими от недостаточной точности определения:
• начальных термобарических условий (давление и температура);
• начального компонентного состава пластового газа;
• начальных физико-химических свойств и состава конденсата;
Ключевые слова:
алгоритм, газ,
залежь, конденсат, месторождение, пластовый флюид, эксперимент.
Keywords:
algorithms, gaz,
deposits,
condensate deposits formation fluids experiment.
• фазового состояния и поведения пластовой газоконденсатной системы (ПГКС) при снижении пластового давления, интенсивности ретроградных процессов и др.
В случае когда размеры залежи незначительны и мощность продуктивной толщи не превышает 150-250 м, изменение пластовых давления и температуры (Рш и Тгл), состава и свойств газовой и жидкой фаз может быть несущественным. Гравитационные процессы заметно не влияют на изменение состава и свойств (гравитационное распределение этих параметров не наблюдается), возможно использование детерминированных значений данных параметров (например, Ен-Яхинское месторождение, залежь БУ8(1-2); Заполярное месторождение, залежь БТ6-8 и т.д.).
При детерминированном подходе к определению параметров залежи оценку информативности имеющегося объема данных можно проводить, используя величину энтропии (Н(х)):
Н (х) = -£р 1см р,
где Р, - вероятность каждого из возможных значений к.
При этом необходимо строить графики стабилизации исследуемых параметров, таких как Рпл и Тпл, содержание газовых компонентов и компонентов УВ С5+ и т.д., и по факту стабилизации определять необходимые объемы различных видов исследований.
В случае если пластовая залежь имеет большую площадь, возможно изменение состава свойств пластовой системы по площади. Для массивных залежей и многопластовых месторождений наблюдается изменение состава и свойств пластовой флюидальной системы по глубине.
В зависимости от фазового состояния ПГКС бывают насыщенными и недонасыщенными. Насыщенными называют системы, давление начала конденсации которых равно Рпл; недонасы-щенными - системы, давление начала конденсации которых меньше Ргш. Недонасыщенность залежей в основном связана с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД, т.е. превышением пластового давления над гидростатическим) и температурами. Степень недона-сыщенности систем определяется коэффициентом Кн = Рмя/Ркк. Недонасыщенность бывает малая (Кн = 1,15-1,3), средняя (Кн = 1,3-1,5) и высокая (Кн > 1,5).
Давление перехода пластовой газожидкостной системы в однофазное состояние зависит от состава и свойств газовой и жидкостной фаз. Важнейшей термодинамической характеристикой газовой фазы является растворяющая способность компонентов, возрастающая в следующем порядке: М2, СН4, СО2, С2Н6, НД С3Н8, С4Н10. У высококипящих углеводородных компонентов на фазовые переходы наибольшее влияние оказывают: плотность и молярная масса (для компонентов С5+в, фракций конденсатов и нефтей); плотность, молярная масса, фракционный и групповой составы (для реальных конденсатов и нефтей).
В табл. 1 приведены термобарические условия залегания, а также основные геологические, термобарические и начальные характеристики многопластовых месторождений (Ен-Яхинское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное), толщина продуктивных пластов которых не превышает 150-250 м, с преимущественно гидростатическими условиями залегания [3].
Ен-Яхинское ГКМ расположено в пределах одноименного поднятия, осложняющего восточную часть Песцового вала. В разрезе нижнемеловых отложений на глубинах 29003200 м выделяются три продуктивных горизонта - БУ8-9, БУ]0, БУ12. Основные запасы сосредоточены в пласте БУ8-9, имеется нефтяная оторочка.
Уренгойское НГКМ - в разрезе нижнемеловых отложений выявлено более 20 продуктивных пластов на глубинах 1750-3100 м. Залежи объединены в четыре эксплуатационных объекта. Наблюдается увеличение содержания С5+ в пластовой смеси по мере увеличения глубины залегания продуктивного пласта, имеется нефтяная оторочка.
Ямбургское ГКМ - в разрезе нижнемеловых отложений выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ6-1, БУ3-2, БУ1-4-3, БУ5-1, БУ5-3 (2600-2750 м). Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ6-1, БУ6-2, БУ6-3, БУ7, БУ8-0, БУ8-1-2, БУ8-3, БУ9-1, БУ9-2, БУ9-3 (3000-3200 м), имеющих наибольшее распространение по площади месторождения.
Заполярное ГКМ - газоконденсатные залежи залегают в нижнемеловом продуктивном комплексе. Промышленные запасы газа, конденсата и нефти приурочены к отложениям заполярной (пласты БТ10(1) и БТ6-8) и мегионской
I = 1
Таблица 1
Основные начальные характеристики газоконденсатных залежей Ен-Яхинского, Уренгойского, Ямбургского и Заполярного НГКМ (насыщенных пластовых систем)
Показатель Месторождение
Ен-Яхинское, пласт Уренгойское, объекты разработки Ямбургское, объекты разработки Заполярное, объекты разработки
БУ 8(1-2) 1Б II III IV I II БТ6.8 БТ10(1) БТ11(1)
Глубина залегания, м 2914-3250 21962560 21622750 26202962 27003090 26402703 30283182 2770 3000 31403180
Начальное пластовое давление (среднее), МПа 28,30 22,96 25,56 27,20 28,60 26,72 32,40 27,37 29,44 30,17
Пластовая температура, °С 79,8 65,7 75,3 78 82,5 67 78 71 77 83
Коллектор Терригенный
Начальное содержание (С5Н12+В) на сухой газ, г/м3 290 82-90 130182 158246 До 292 128 109 178,5 151,4 212,7
Содержание углеводородов С2Н6-С4Н10, % мол. 8,9 7,15 8,92 8,39 11,5 7,8 8,3 9,3 8,5 8,45
Плотность стабильного конденсата (С5Н12+В), г/см3 0,7364 0,72 0,7490,757 0,7540,77 0,7360,760 0,7465 0,7646 0,729 0,740 0,745
(БТ11(2_ и БТ11(3)) свит. Основные разведанные запасы газа и конденсата (около 90 %) сосредоточены в пластах БТ6-8 (2650-2800 м) и БТ10(1) (2850-2920 м), которые являются базовыми для их добычи, а значительная часть запасов нефти (более 80 %) - в оторочках пластов БТ11(1).
В табл. 2 приведены основные характеристики массивных месторождений (в том числе с АВПД) - Вуктыльского, Карачаганакского, Оренбургского НГКМ - и пластовых месторождений (с АВПД) - Астраханского ГКМ, ачимовских залежей Уренгойского НГКМ.
Массивные залежи имеют толщину 5001600 м. Для массивных залежей, а также для многопластовых месторождений с большим этажом газоносности, например валанжинские залежи Уренгойского НГКМ, характерно закономерное изменение Рпл и Тт по глубине залежи, состава и свойств газовой и жидкой фаз.
Основная залежь Вуктыльского НГКМ [4] приурочена к органогенным известнякам, продуктивная толща по вертикали составляет около 800 м; она перекрыта 50-100-метровой покрышкой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5-6 до 22-28 %, проницаемость колеблется от 10-15-10-16 до (4-8) • 10-12 м2. Залежь массивная, сводовая, тектонически-ограниченная. Глубина залегания резервуара - 2100-3300 м. Имеется нефтяная оторочка. Для начальных условий Вуктыльского
месторождения разница в пластовых давлениях между отметкой кровли и уровнем газоводяного контакта (ГВК) составляла 5,0 МПа, а в пластовых температурах - 27 °С. Небольшое (около 20 %) увеличение содержания С5+ при значительной мощности продуктивного горизонта (более 800 м) свидетельствует о том, что гравитационный фактор не является превалирующим при формировании залежи.
Карачаганакское НГКМ [4] расположено в Прикаспийской впадине в интервале глубин 5600-3600 м; связано с крупным массивом размерами 15 х 30 км, высота продуктивной толщи - 1600 м. В продуктивной части обосновано выделение девонской, каменноугольной и пермской систем. Коллекторские свойства пород недостаточно изучены. Средняя пористость коллекторов - 9 %, проницаемость - 0,14 • 10-12 м2. Пластовое давление в залежи меняется от 52,0 МПа у кровли (-3700 м) до 60,0 МПа у подошвы (-5200 м). Пластовая температура возрастает с глубиной от 343 (-3700 м) до 355 К (-5200 м). Залежь является классическим примером, когда влияние сил гравитации приводит к существенному изменению состава и свойств пластовой системы по толщине залежи. Наиболее выражена дифференциация по УВ (С5+). Концентрация группы УВ С5+В увеличивается с глубиной в три и более раз (см. табл. 2).
Таблица 2
Основные начальные характеристики газоконденсатных залежей Вуктыльского, Карачаганакского, Оренбургского, Уренгойского (ачимовские залежи) НГКМ
и Астраханского ГКМ
Показатель Месторождение
Вуктыльское Карачаганакское Оренбургское Астраханское Уренгойское (ачимовские залежи)
Глубина залегания, м 2094-3555 3730-5000 5000-5200 (нефть) 1400-1900 3870-4100 3570-3780
Пластовое давление (среднее), МПа 32,5-37,4 52,0-60 19,5-20,5 (61,2) 56,0-60,0
АВПД - 1,2-1,4 1,13 1,5 1,55-1,60
Пластовая температура, °С 48-65 70-82 29-32 (110) (105)
Коллектор Карбонатный Терригенный
Начальное содержание (С5Н12+В) на 1 м3 сухого газа 308-395 350 - 1000 и более 73 120-280 167-423
Содержание углеводородов ^Дт^йсь ВД C02, % мол. 12,31-15,2 8,0 7,44 3,8 9,5-15,5
Н2Б - 0,0; С02 - 0,1 Н2Б - 3,2; С02 - 6,7 Н2Б - 2,33; С02 - 1,34 Н2Б - 25; С02 - 13 -
Плотность стабильного конденсата (С5Н12+В), г/см3 0,7435 0,760-0,800 0,705 0,795-0,825 0,770-0,790
Астраханское ГКМ [5] приурочено к центральной части Астраханского свода - крупной палеозойской структуре с размерами по изогипсе 4100 м 45 х 110 км. Продуктивные горизонты залежи с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа приурочены к органогенным известнякам среднего карбона, коллекторы залегают на глубине 3850-4100 м. Среднее пластовое давление - 61,2 МПа, АВПД - 50 %, средняя температура - 383 К. Продуктивные горизонты представлены неравномерным чередованием проницаемых, пористых, слабопористых и плотных известняков, неравномерно трещиноватых и участками кавернозных, характеризуются очень низкими значениями проницаемости, которые на один-два порядка ниже, чем проницаемость карбонатных коллекторов других газо-конденсатных месторождений. На месторождении наблюдается закономерное существенное изменение по площади залежи углеводо-
родов С5+В сероводорода, углекислого газа и других компонентов, что связано с условиями формирования месторождения.
Основная залежь Оренбургского НГКМ [6] с размерами 120 х 28 км охватывает карбонатные отложения пермского и карбоново-го возраста толщиной свыше 500 м в интервале глубин 1400-1900 м, представленные известняками. Пористость изменяется от 6 до 24 %, а проницаемость находится в основном в пределах 10-14-10-16 м2. Широко развита горизонтальная и вертикальная трещино-ватость. В работе [6] приведены теоретические зависимости изменения содержания УВ С5+ в пластовом газе под действием гравитационных сил и остаточной нефтенасыщенно-сти. Зависимость по разрезу получена по распределению Больцмана. В пределах абсолютных отметок -(1300-1750) м содержание УВ С5+ увеличивается на 10 г/м3, т.е. более чем на 15 %, тогда как с ростом связной нефти С5+
в паровой фазе уменьшаются на 12 г/м3, т.е более чем на 20 %. Существующая система разбуренности Оренбургского НГКМ, когда скважиной вскрывается не один эксплуатационный объект, а также имеющаяся информация по лабораторным исследованиям углеводородных смесей опорных скважин не позволили выявить каких-либо существенных признаков изменения состава и свойств пластовой системы по разрезу. При сопоставлении результатов исследований за предыдущий период разработки с начальным содержанием отдельных компонентов в пластовой смеси в разрезе выяснилось, что колебания содержания компонентов в добываемой продукции перекрывают их изменения по глубине залежи. При этом данные ВолгоУралНИПИгаза свидетельствуют, что по площади содержание неуглеводородных компонентов (сероводорода, азота, углекислого газа) и углеводородов С2-С4 (этана, пропана, бутанов) в пластовой смеси месторождения колеблется в довольно значительных пределах.
Ачимовские залежи Уренгойского НГКМ залегают на глубине 3570-3780 м. Пластовые давления - 58-60 МПа, АВПД -40-50 %, температура - 370-380 К. В разрезе ачимовской толщи выделяется до шести крупных линз (Ач1-Ач6) единичной мощностью от 10 до 60-80 м. Линзы имеют меридиональное простирание. Основные разведанные запасы УВ сосредоточены в линзах-горизонтах Ач3-4 и Ач5. Фоновая открытая пористость варьируется в диапазоне 11-17 %, проницаемость - как правило, менее 1 мД.
Результаты наиболее представительных газоконденсатных, физико-химических и РУТ-исследований, проведенных НТЦ «Уренгой-газпром» и ВНИИГАЗом в 1995-2002 гг., свидетельствуют о незначительном начальном изменении фракционного и группового составов, плотности и молекулярной массы изученных углеводородов С5+В. Содержание углеводородов С5+В по площади изменяется от 167 до 423 г/м3, при этом содержание С5+В Ач5 больше, чем в Ач3-4. По мнению авторов, это связано с увеличением содержания в пластовом газе углеводородов С2-С4.
На рис. 1 приведен алгоритм получения и корректировки геологических, газодинамических и нефтегазоконденсатных характеристик нефтегазоконденсатных залежей в процессе разведки и разработки.
Алгоритм подразделяется на три основных блока:
• разведка месторождения;
• начало разработки месторождения;
• процесс активной разработки месторождения.
В процессе разведки нефтяного месторождения или отдельной залежи должны быть установлены тип залежи, условия залегания нефти и газа, положения контуров нефтега-зоносности, геолого-физические и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, компонентный состав и свойства флюидов, данные о гидродинамическом режиме месторождения (залежи). Для проектирования, анализа, контроля и регулирования разработки необходим точный прогноз газоконден-сатной характеристики как на начальный период, так и на весь период разработки. Далее составляется проект подсчета запасов углеводородов, в котором приводятся обоснование физико-химических свойств пластовых флюидов и подсчет геологических запасов (по пластам, выделенным зонам и категориям). Анализ разработки месторождения позволяет оценить положенные в основу проектирования принципы разработки и эффективность реализуемой системы разработки.
На рис. 2 представлен алгоритм корректировки прогноза по реальной промысловой динамике извлечения углеводородов С5+ из залежи, включающий:
• прогнозирование фазового поведения газоконденсатных систем с помощью аналитических расчетов парожидкостного равновесия по уравнениям состояния и сравнение с экспериментальными исследованиями на установках РУТ, а также оценки точности полученных результатов;
• реальную промысловую динамику извлечения УВ С5+ с возможными причинами отклонения.
Отличия в значениях прогнозных и фактических показателей свидетельствуют о необходимости их корректировки в процессе длительной эксплуатации газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и месторождений. Представленные алгоритмы позволяют давать надежный прогноз корректировки ГКХ, а также динамики извлечения углеводородов С5+ и других неуглеводородных компонентов из пласта при разработке нефтегазо-конденсатных залежей.
Рис. 1. Алгоритм получения и корректировки газокоидеисатиых характеристик нефтегазокоидеисатных залежей
Прогнозирование фазового поведения газоконденсатных систем и динамики извлечения углеводородов С5+
Экспериментальное прогнозирование на установках/5ГТ
Факторы, влияющие на точность прогноза:
точность определения состава и свойств в газовой составляющей и углеводородов С5+ при исследовании разведочных скважин;
соблюдение точных соотношений газовой и жидкостной составляющих пластовой системы;
скорость снижения давления при дифференциальной конденсации;
исполнение наиболее подходящих способов для расчетов баланса распределения углеводородов С5+
Реальная промысловая динамика извлечения углеводородов С5+
Л
Прогнозирование аналитическими методами по уравнениям состояния
База сравнения, РI Т-эксперимент
Композиционная модель
Мониторинг качества и физико-химических свойств добываемых углеводородов С5+
Л
Прогноз подтвержден
Факторы, влияющие на повышение точности прогноза: точное моделирование начального состава газоконденсатной системы, оптимальный подбор количества и свойств псевдокомпонентов;
применение современных методик расчета при моделировании термодинамического поведения газоконденсатной системы в процессе истощения залежи
Аналитические расчеты с учетом влияния пористой среды и т.п.
Прогноз не подтвержден
Причины отклонения от прогноза:
несовершенная система разработки залежи;
влияние пористой среды;
неравновесность системы при РI Т-исс ледованиях;
влияние остаточной нефти; влияние пластовой воды, в том числе конденсационной
Рис. 2. Алгоритм корректировки прогноза по реальной промысловой динамике извлечения углеводородов С5+ из залежи
Список литературы
1. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых
и газоконденсатных скважин: в 2 ч. / разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др.); утв. ОАО «Газпром» 05.08.2010 г., введ. 29.04.2011 г. — М.: Газпром ЭКСПО, 2011. — Ч. 1, 234 с. — Ч. 2, 319 с.
2. Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 07-601-03. Правила охраны недр.
3. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко,
И. А. Гриценко, В.В. Юшкин и др. — М.: Недра, 1995. — 432 с.
4. Лапшин В.И. Формирование, состав и компонентоотдача пластовых флюидальных систем глубокозалегающих карбонатных залежей: обзор. инф. / В.И. Лапшин,
В.А. Николаев, Д.В. Изюмченко и др. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. — 118 с.
5. Лапшин В.И. Термогазодинамические особенности формирования и извлечения пластовых флюидов на Астраханском месторождении: обз. инф. / В.И. Лапшин, Д.В. Изюмченко, В.А. Николаев и др. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. — 86 с.
6. Перепеличенко В.Ф. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины / В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, М.И. Еникеева и др. — М.: Недра, 1993. — 364 с.
References
1. R Gazprom 086-2010. Instructions for integrated research on gas and gas condensate wells:
2 parts / developed Gazprom VNIIGAZ LLC (S.N. Buzinov, Yu.N. Vasiliev et al.); approved by Gazprom JSC 05.08.2010; enter 29.04.2011. -M.: Gazprom Expo, 2011. - P. 1, 234 p. - P. 2, 319 p.
2. Safety rules of the Russia's state committee for supervision of safe working practices in industry and for mine supervision PB 07-601-03. Subsurface protection rules.
3. Gritsenko A.I. Scientific bases of forecast of the stratal gas-condensate system phase behaviour / A.I. Gritsenko, I.A. Gritsenko, V. V. Yushkin,
et al. - Moscow: Nedra, 1995. - 432 p.
4. Lapshin V.I. Formation, composition and component recovery of stratal fluid systems of deep carbonate deposits: information review / V.I. Lapshin, V.A. Nikolayev, D.V. Izyumchenko et al. - Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010. -118 p.
5. Lapshin V.I. Thermal gas dynamic peculiar features of stratal fluid formation and recovery at the Astrakhan field: information review /
V.I. Lapshin, D.V. Izyumchenko, V.A. Nikolayev et al. - Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010. -86 p.
6. Perepelichenko V.F. Oil/gas/condensate field development in the Caspian depression /
V.F. Perepelichenko, F.R. Bilalov, M.I. Yenikeyeva et al. - Moscow: Nedra, 1993. - 364 p.
