CC BY
37
К ВОПРОСУ КОНТРОЛЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ III ОБЪЕКТА УРЕНГОЙСКОГО
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Л. С. Косякова, И.М. Шафиев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),
О.А. Шигидин (ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой»)
Нижнемеловые залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) разрабатываются с 1985 г. На протяжении всего периода разработки осуществляется контроль компонентного состава добываемого флюида методами газожидкостной хроматографии. Газохроматографические исследования компонентного состава нормальных и изопреноидных алканов, легкокипящих нафтеновых (циклопентан, метилциклопентан, циклогексан и метилциклогексан) и ароматических углеводородов (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы, изопропилбензол) проводятся на газовых хроматографах фирмы Реткіп-Еїтвг и Уатіап.
Особый интерес представляет исследование флюидов III эксплуатационного объекта, включающего залежи пластов БУ10, БУ11, БУ12/1. В геологическом плане III объект характеризуется наличием нефтяных оторочек, приближение к которым будет вызывать изменение компонентного состава добываемого конденсата.
В процессе разработки месторождения при падении пластового давления высококипящие углеводороды вследствие ретроградных явлений выпадают в пласте и компонентный состав добываемого конденсата облегчается. Его можно оценить количественно по изменению ряда коэффициентов, рассчитанных на основе компонентного состава.
В качестве примера рассмотрим динамику компонентного состава конденсата скв. 1379 III объекта Уренгойского НГКМ (интервал перфорации 2807-2927, пласты БУ10, БУ11, БУ12/1) (табл. 1). Такая динамика характерна для основного массива исследованных валанжин-ских конденсатов (более 70 скв.).
Пластовое давление за последние 8 лет исследований скв. 1379 снизилось с 15,40 до 12,36 МПа. Вследствие этого протяженность ряда нормальных алканов сократилась с 22 до 19 атомов углерода, молекулярно-концентрационный максимум переместился из области углеводородов С6 на С5. Содержание фракции низкокипящих углеводородов выросло с 62,44 до 69,38 % мас., а высококипящих, напротив, сократилось с 0,81 до 0,26 % мас. Начиная с 2005 г. фракция С20+, коррелируемая
с содержанием твердых парафинов, выделяемых по ГОСТ 11851-85, отсутствует (т.е. идет стабильное облегчение добываемого конденсата). Потенциальное содержание УВ С5+ в процессе разработки снизилось со 100,8 до 82,0 г/м3.
Таблица 1
Динамика компонентного состава конденсата скв. 1379
Рпл, МПа 15,40 14,52 13,60 13,26 12,64 12,39 12,36
ПС5+, г/м3 100,8 96,0 88,8 89,4 87,1 85,0 82,0
Год отбора 2000 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Ряд н-алканов С 1 го С 0 С 1 го С 0 С 1 го С С3-С19 0 С 1 го С С3-С19 С3-С19
Молекулярно-концентрационный максимум С5 С5 С6 С5 С7-8 С6 С5
Параметры компонентного состава
^С5-С8 % мас. 62,44 66,03 65,73 67,37 62,53 69,77 69,38
ХС16-С32 % мас. 0,81 0,45 0,47 0,30 0,69 0,26 0,26
ХС20+ на конденсат, % мас. 0,03 0,00 0,01 0 0,01 0 0
% н-алканов 26,89 26,70 25,86 27,51 22,13 26,68 28,02
% ароматических УВ 4,58 4,05 4,00 3,77 5,28 4,35 4,25
% нафтеновых УВ 17,10 18,06 17,77 18,25 17,87 18,84 18,72
% изопреноидных алканов 0,70 0,53 0,63 0,48 0,82 0,49 0,49
Коэффициенты Остроухова и Тихомирова
С13-С15 / С15-С19 2,33 2,76 2,78 2,96 2,76 3,10 2,87
С15-С19 / С19-С23 6,63 9,38 9,75 13,75 12,3 13,0 11,75
Тип конденсата легкий
Цвет бесцветный
Динамику компонентного состава можно оценить с помощью ал-кановых коэффициентов [1], предложенных С.Б. Остроуховым и В. И. Тихомировым для характеристики типа изучаемого флюида:
Кі= С13-С15 / С15-С19; К2= С15-С19 / С19-С23.
Классификация конденсатов и нефтей, созданная С.Б. Остроуховым и В.И. Тихомировым на основе анализа более 250 проб различных регионов, представлена в табл. 2.
Коэффициенты Кі и Кц учитывают пластовое давление и температуру и равны:
Кі = КЄÄ10-3; Кц = К2Р„Т„Л0-3.
В соответствии с приведенной классификацией облегчение добываемого конденсата можно оценить по возрастанию алкановых коэффициентов и переходу исследуемого флюида из группы тяжелых в легкие. Так, для добываемого конденсата скв. 1379 наблюдается стабильный рост коэффициентов: К1 - с 2,26 до 2,87; К2 - с 6,63 до 11,75.
Таблица 2
Классификация нефтей и конденсатов по алкановым коэффициентам
Тип флюида Индекс типа и подтипа Значения геохимических коэффициентов
К1 К2 К! Кп
Нефти тяжелые нафтеновые 1а < 0,5 <1,0 < 0,2 < 0,3
Нефти средней плотности 1б 0,4-1,0 0,8-1,8 0,2-1,8 0,3-1,5
Нефти легкие, конденсатоподобные 1в 0,5-1,3 1,7-2,4 1,0-2,5 2-5
Конденсаты очень тяжелые, нефтеподобные Па 0,5-1,3 1,7-2,4 2,2-3,5 5-8,5
Конденсаты тяжелые Нб 0,6-2 2,3-5 2-7 8,5-15
Конденсаты легкие Нв 1-5 5-15 4-11 15-22
Конденсаты очень легкие Нг 2-10 > 15 > 7 > 22
В некоторых скважинах III объекта, напротив, наблюдается утяжеление добываемого конденсата. В качестве примера рассмотрим изменение параметров компонентного состава конденсата скв. 1312, вскрывшей пласты БУ10, БУ11, БУ12/1 в интервале перфорации 2754-2870 м (табл. 3).
За последние 7 лет наблюдений за составом добываемого конденсата скв. 1312 в нем произошли следующие изменения. Конденсат из светло-желтого стал лимонно-желтым. Содержание высококипящих углеводородов во фракции С16-С32 увеличилось с 1,36 до 1,77 % мас., соответственно, возросла доля твердых парафинов - с 0,10 до
0,19 % мас. Потенциал С5+ до 2005 г. монотонно снижался, а затем вырос до 87,1 г/м . Алкановые коэффициенты уменьшились: К1 с 1,91 до 1,22; К2 - с 3,19 до 1,86. Конденсат из группы тяжелых перешел в группу очень тяжелых.
Мониторинг компонентного состава добываемых конденсатов III объекта Уренгойского НГКМ выявил скважины (скв. 5325, 5362 и 834), в продукции которых наблюдается дисбаланс алкановых коэф-
фициентов. В табл. 4-6 приведена динамика компонентного состава конденсатов этих скважин.
Конденсаты окрашены в желтый цвет. На текущий период пластовое давление снизилось до 11 МПа. Протяженность ряда нормальных алканов высокая и составляет 31-33 атома углерода. Доля высо-кокипящих углеводородов (фракция С2о+) в добываемых конденсатах в течение 9 последних лет разработки либо оставалась на прежнем уровне - 0,28-0,30 % мас. (для скв. 5325 и 5362), либо выросла с 0,39 до 0,66 % мас. (скв. 8349). Алкановые коэффициенты уменьшились, что указывает на утяжеление конденсатов, но между коэффициентами К1 и К2 наблюдается дисбаланс.
Таблица 3
Динамика компонентного состава конденсата скв. 1312
Рш, МПа 15,08 14,64 14,30 13,37 13,06 12,56 12,24
ПС5+, г/м3 96,7 92,3 90,3 85,5 84,2 87,1 87,1
Год отбора 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Ряд н-алканов С3-С25 С3-С27 С3-С26 С3-С26 С3-С25 С3-С26 С3-С26
Молекулярно-концентрационный максимум С6 С6 С6 С6 С6 С6 С6
Параметры компонентного состава
^С5-С8 % мас. 66,74 63,62 66,80 66,72 64,00 67,32 67,42
^С16-С32 % мас. 1,36 2,42 1,68 2,04 1,21 1,79 1,77
ХС20+ на конденсат, % мас. 0,10 0,23 0,14 0,18 0,12 0,18 0,19
% н-алканов 24,68 26,66 24,97 25,03 27,42 26,65 27,44
% ароматических УВ 4,48 3,91 3,67 3,85 3,48 3,85 3,78
% нафтеновых УВ 17,89 17,34 17,71 18,15 17,52 17,81 18,38
% изопреноид-ных алканов 0,73 0,80 0,73 0,72 0,65 0,66 0,58
Коэффициенты Остроухова и Тихомирова
С13-С15 / С15-С19 1,91 1,42 1,66 1,45 1,66 1,29 1,22
С15-С19 / С19-С23 3,19 2,44 2,56 2,35 2,30 1,99 1,86
Тип конденсата тяжелый очень тяжелый, нефтеподобный
Цвет светло-желтый лимонно- желтый
Начиная с 2005 г. по К1 флюид из скв. 5325 можно отнести к тяжелым конденсатам, по К2 - к конденсатам нефтеподобным, а образец 2009 г. отбора по К2 - это уже нефть средней плотности. Можно отметить, что при падении давления с 14,16 (2003 г.) до 12,93 МПа (2005 г., когда отмечен дисбаланс коэффициентов) отмечается незначительное снижение потенциального содержания УВ С5+.
В продукции скв. 5362 дисбаланс отмечен в 2005 г. Пластовое давление снизилось с 14,36 (2004 г.) до 13,20 МПа, а ПС5+ вырос с
72.7 до 75,0 г/м3.
Для флюида из скв. 8349 дисбаланс алкановых коэффициентов наблюдается уже с 2002 г.: по К1 - это конденсат тяжелый, по К2 до 2004 г. - конденсат тяжелый, нефтеподобный (ПС5+ увеличился с 57,6 до 61,8 г/м ), с 2006 г. - нефть средней плотности (ПС5+ увеличился с
52.8 до 54,6 г/м3).
Таблица 4
Динамика компонентного состава конденсата скв. 5325 (интервал 2812-2858, пласты БУю-ц)
Рпл, МПа 16,72 14,16 12,93 12,74 11,58 11,69 11,03
ПС5+, г/м3 71,2 60,7 60,0 58,4 53,7 56,4 55,7
Год отбора 2001 2003 2005 2006 2007 2008 2009
Ряд н-алканов С3-С31 С3-С31 С3-С31 С3-С31 С3-С31 С3-С31 С4-С31
Молекулярно-концентрационный максимум Сб С7 С7 С6 С6 С6 С6
Параметры компонентного состава
ХС5-С8 % мас. 60,30 61,91 64,04 66,76 66,02 64,16 68,71
^С16-С32 % мас. 2,01 2,04 1,80 1,63 1,59 1,27 2,16
ХС20+ на конденсат, % мас. 0,26 0,28 0,25 0,25 0,26 0,24 0,30
% н-алканов 26,89 26,54 26,06 26,98 26,98 29,27 24,04
% ароматических УВ 5,93 5,32 5,69 6,03 6,12 5,17 6,39
% нафтеновых УВ 16,65 17,28 17,98 18,59 18,57 18,89 20,32
% изопреноид-ных алканов 0,81 0,77 0,70 0,59 0,54 0,58 0,74
Коэффициенты Остроухова и Тихомирова
С13-С15 / С15-С19 2,01 1,95 2,01 1,85 1,93 1,89 1,71
С15-С19 / С19-С23 2,73 2,36 2,00 1,83 1,75 1,48 1,6
Тип конденсата тяжелый дисбаланс коэффициентов: по Кі-тяжельїй; по К2 - очень тяжелый, нефтеподобный
Цвет желтый
Таким образом, снижение коэффициента К2 происходит быстрее, чем К1, т.е. отсутствует закономерное изменение алкановых коэффициентов, как это наблюдалось при исследовании конденсатов скв. 1379 и 1312.
Аналогичный дисбаланс алкановых коэффициентов отмечен нами при исследовании искусственно созданных смесей конденсатов и нефтей (табл. 7).
Некоторые исследователи полагают [2], что взаимораствори-мость нормальных алканов в сопряженных газовом и жидком флюидах приводит к закономерному изменению алкановых коэффициентов. Перемещение флюида из области тяжелых конденсатов в область легких свидетельствует о нормальном ретроградном процессе в пласте. Это подтверждают исследования компонентного состава конденсатов более 70 скважин Уренгойского НГКМ на протяжении более 10 лет, проводимые авторами настоящей статьи.
Обратное перемещение - из области тяжелых конденсатов в область очень тяжелых - может свидетельствовать о появлении в продукции скважины нефти (см. табл. 3). Аналогичный процесс наблюдается и в скв. 1356 IV объекта Уренгойского НГКМ. Анализ продукции скв. 1312 и 1356 показал, что содержание нефти в конденсатах этих скважин на текущий момент составляет соответственно 0,42 и 4,57 % мас. (содержание нефти определено по [3]).
Дисбаланс алкановых коэффициентов, обнаруженный для конденсатов ряда скважин Уренгойского НГКМ (скв. 5325, 5362 и 8349), позволяет предположить, что продукцией этих скважин является смесь газового конденсата и ретроградного конденсата, выпавшего ранее в призабойной зоне пласта.
Таким образом, на примере III объекта Уренгойского НГКМ показана возможность контролировать тип продукции скважины (конденсат, нефть, нефтегазоконденсатная смесь, смесь добываемого и ретроградного конденсата).
Таблица 5
Динамика компонентного состава конденсата скв. 5362 (интервал 2779-2845; пласты БУ10-11)
Рт, МПа 16,85 16,01 15,49 14,90 14,36 13,20 11,71
ПС5+, г/м3 88,7 82,8 80,1 79,6 72,7 75 66,9
Год отбора 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2009
Ряд н-алканов го С - го С го С - го С С3-С31 го С - го С С3-С32 го С - го С го С - С
Молекулярно- концентрационный максимум С8 С8 С7 С6 С7 С6 С5
Параметры компонентного состава
^С5-С8 % мас. 49,03 52,98 62,91 62,52 59,85 66,3 64,15
ХС16-С32 % мас. 3,12 2,71 1,92 1,71 2,62 2,20 1,70
^С20+ на конденсат, % мас. 0,27 0,24 0,22 0,22 0,32 0,29 0,28
% н-алканов 23,58 22,8 24,75 26,78 24,59 26,05 29,74
% ароматических УВ 5,87 4,5 5,01 4,72 5,32 5,28 5,02
% нафтеновых УВ 12,97 15,01 17,05 16,83 16,13 17,41 17,82
% изопреноидных алканов 1,38 1,18 0,85 0,74 0,95 0,75 0,67
Коэффициенты Остроухова и Тихомирова
С13-С15 / С15-С19 2, 1,98 2,04 1,97 1,81 1,72 1,45
С15-С19 / С19-С23 3,44 3,51 2,82 2,58 2,29 2,17 1,72
Тип конденсата тяжелый дисбаланс коэффициентов: по Кі - тяжелый; по К2 -очень тяжелый, нефтеподобный
Цвет желтый
Таблица 6
Динамика компонентного состава конденсата скв. 8349 (интервал 2787-2800; пласты БУю-ц)
Рт, МПа 14,83 14,70 14,07 12,71 12,31 11,54 11,54
ПС5+, г/м3 57,6 61,8 54,6 53,3 52,8 54,6 51,6
Год отбора 2001 2002 2004 2006 2008 2009 2010
Ряд н-алканов го го С - го С го С - го С С3-С32 го го С - го С С3-С35 го го С - го С го го С - С
Молекулярно-концентрационный максимум С7 С7 С8 С7 С7 С7 С7
Параметры компонентного состава
ХС5-С8 % мас. 57,56 59,63 53,82 59,85 53,01 59,22 60,14
ХС16-С32 % мас. 3,04 2,55 3,51 3,60 6,68 4,70 4,13
ХС20+ на конденсат, % мас. 0,39 0,34 0,44 0,52 1,11 0,77 0,66
% н-алканов 25,14 25,37 23,99 24,46 26,99 26,83 26,59
% ароматических УВ 6,65 6,18 6,59 6,55 7,02 7,10 6,71
% нафтеновых УВ 17,97 18,65 17,03 18,92 16,9 19,88 20,27
% изопреноид-ных алканов 0,81 0,70 0,89 0,72 1,10 0,75 0,73
Коэффициенты Остроухова и Тихомирова
С13-С15 / С15-С19 1,75 1,8 1,78 1,51 1,12 1,04 1,05
С15-С19 / С19-С23 2,36 2,11 2,11 1,57 1,39 1,34 1,38
Тип конденсата тяже- лый дисбаланс коэффициентов
Цвет желтый
Таблица 7
Изменение алкановых коэффициентов искусственной смеси конденсата в зависимости от количества добавленной в него нефти
Нефть, % мас. 0 1,13 5,10 10,07 14,99 20,52 25,02 100
Кі 2,82 2,43 1,75 1,35 1,19 1,03 0,96 0,65
К2 19,00 4,08 1,90 1,58 1,44 1,35 1,28 1,12
Тип флюи- да по Кі кон- ден- сат очень лег- кий кон- денсат легкий кон- денсат тяже- лый кон- денсат тяже- лый кон- денсат очень тяже- лый нефть легкая, конденса- топодоб- ная нефть средней плотности
по К2 кон- денсат тяже- лый кон- денсат очень тяже- лый нефть средней плотности
Список литературы
1. Тихомиров В.И. Распознование типов пластовых флюидов по составу нормальных алканов / В.И. Тихомиров // Геохимия нефти и газа. -1991. - № 8. - С. 20-23.
2. Петренко В.И. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ / В.И. Петренко, В.В. Зиновьев, В.Я. Зленко и др. - М.: Недра, 2003. - С. 139-140.
3. Методика выполнения измерений массовой концентрации нефти в продукции газоконденсатных скважин Уренгойского НГКМ. -Новый Уренгой: ОФХИ ИТЦ Газпром Уренгой, 2000. - 14 с.
