CC BY
21
Ключевые слова:
подсчет запасов газа,
конденсат,
потенциальное
содержание
конденсата,
газоконденсатная
характеристика.
УДК 553.98.044
Прогноз подсчетных параметров, определяемых составом и свойствами пластового газа, для месторождений полуострова Ямал
А.В. Ершов1, Н.М. Залетова1, О.М. Биктимирова1*
1 ООО «Газпром геологоразведка», Российская Федерация, 625000, г. Тюмень, ул. Герцена, д. 70 * E-mail: о.ЫМтпгоуа@ддг.да2ргот.ги
Тезисы. Большинство месторождений п-ова Ямал, разведка которых проводилась в конце 1980-х -начале 1990-х гг., характеризуются отсутствием качественных результатов испытаний пластов и исследований проб пластовых флюидов, а также недостаточной изученностью газоконденсатной составляющей залежей. Поэтому обоснование потенциального содержания конденсата и других подсчетных параметров, зависящих от физико-химических свойств пластовых углеводородов, является актуальной задачей при подсчете запасов газа и конденсата месторождений п-ова Ямал.
В настоящее время на ряде месторождений пробурены новые скважины, испытания которых позволили значительно расширить представления о геологическом строении залежей углеводородов, петрофизических свойствах коллекторов и физико-химических свойствах насыщающих их флюидов. На практике для месторождений, где не получено достоверных результатов промысловых и лабораторных газоконденсатных исследований (ГКИ), используется графоаналитический метод определения газоконденсатной характеристики залежей, основанный на данных о групповом углеводородном составе стабильного конденсата. Однако данные, полученные этим методом по месторождениям п-ова Ямал, не согласуются с результатами кондиционных ГКИ. Установлена непригодность графоаналитического метода для условий Ямала, обусловившая необходимость разработки собственной прогнозной статистической методики оценки подсчетных параметров, связанных со свойствами газа и конденсата.
Авторами разработана методика прогноза подсчетных параметров, основанная на статистически установленных зависимостях их от состава газа и конденсата и глубин залегания залежей. Прогноз подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами газа и конденсата на ряде месторождений п-ова Ямал, позволит значительно пополнить информационную базу и повысит достоверность оценки запасов газа и конденсата.
Месторождения северной части п-ова Ямал отличаются большим этажом газоносности и изменчивостью состава углеводородов (УВ), что затрудняет оценку подсчетных параметров, связанных со свойствами пластового газа. Газовые и газокон-денсатные залежи приурочены к широкому интервалу меловых и юрских отложений.
В настоящей работе рассмотрены отложения танопчинской (аптский ярус), малы-шевской (батский ярус) и вымской свит (байосский ярус) Тамбейского месторождения (Северо-Тамбейского, Тасийского и Западно-Тамбейского лицензионных участков). Лицензии на разведку и эксплуатацию Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского и Тасийского участков недр принадлежат ПАО «Газпром».
Как и для большинства месторождений п-ова Ямал, разведка которых выполнялась в конце 1980-х - начале 1990-х гг., газоконденсатная характеристика Тамбейского месторождения изучена слабо. Кондиционными лабораторными исследованиями газа и конденсата охарактеризованы лишь шесть пластов на Северо-Тамбейском участке, тогда как Государственным балансом полезных ископаемых учтены 35 залежей по Тасийскому, 59 залежей по Северо-Тамбейскому и 32 залежи по Западно-Тамбейскому участкам.
По состоянию на 01.01.2018 на Тамбейском месторождении пробурены 12 новых скважин (42, 43, 45, 123, 124 на Западно-Тамбейском; 201, 202, 203, 204, 205 на Северо-Тамбейском; 159, 160 на Тасийском участках). Выполнен комплекс лабораторных газоконденсатных исследований (ЛабГКИ) по ряду объектов испытания. На Западно-Тамбейском участке в скв. 42, 45 и 124 проведены опробования пластов ЮЯ2-4 и ЮЯ6 с применением модульного динамического испытателя пластов на кабеле МОТ.
"Г
п
Скв. 202, пласт ТП0
"1"
"Г
"Г
"Г
1
>
о
Скв. 123, пласт ТП„
1
О
±
Лицензионный участок (данные): Ж Северо-Тамбейский (баланс) в Северо-Тамбейский (Пс по ЛабГКИ) О Северо-Тамбейский (КГФ+ПГКИ) Ж Тасийский(баланс) ф Тасийский (Пс по ЛабГКИ) О Тасийский (КГФ+ПГКИ) X Западно-Тамбейский (баланс) О Западно-Тамбейский (Пс по ЛабГКИ) О Западно-Тамбейский (КГФ по ПГКИ)
•ж
Ж
-I—I—I—I—I Скв. 160, пласт ТП10
1
1-1-1"
1"
Скв. 202, пласт ТП„.
50
100
150
200
, г/м3
Рис. 1. Взаимосвязь потенциального содержания конденсата в газе и глубин залегания залежей
0
Имеющейся на сегодняшний день информации недостаточно для определения физико-химических характеристик УВ, поэтому для оценки запасов газа и конденсата были использованы аналитические и статистические подходы. На практике для месторождений, где не получено достоверной информации в результате промысловых газоконденсатных исследований (ПГКИ) и ЛабГКИ, используется графоаналитический подход к определению газокон-денсатной характеристики залежей1. Данному методу посвящены работы А.И. Гриценко, Т.Д. Островской, В.В. Юшкина и др. [1].
Проверка применимости графоаналитической методики выполнялась тестированием на фактических результатах кондиционных лабораторных исследований пластового газа Северо-Тамбейского участка. В результате установлена ее непригодность для условий месторождений п-ова Ямал, что указало на необходимость разработки собственной прогнозной статистической методики оценки подсчет-ных параметров, связанных со свойствами газа и конденсата.
В основе прогнозной методики лежит представление о единой гидродинамически связанной системе (в геологическом времени) отложений танопчинской свиты, в пределах которой формировались залежи УВ, а также о едином источнике УВ. Аналогичных представлений о формировании газоконденсатных залежей
1 См. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Т. 1. - М.: Газпром экспо, 2011.
придерживаются исследователи геологического строения и нефтегазоносности п-ова Ямал А. А. Нежданов, А. Д. Авраменко и др. [2].
При постановке на Государственный баланс запасов конденсата в оперативном порядке в конце 1980-х - начале 1990-х гг. для большей части объектов Тамбейского месторождения потенциальное содержание конденсата было принято равным выходу стабильного конденсата при ПГКИ, зачастую некондиционных. Для ряда газоконденсатных залежей потенциальное содержание конденсата в ходе ПГКИ не было установлено, а запасы конденсата не были оценены и, следовательно, не учтены Государственным балансом запасов. В результате в соседних пластах приняты кратно отличающиеся значения потенциального содержания конденсата (Пс ), а взаимосвязь между значениями Пс и глубинами залежей практически полностью отсутствует. Однако в ходе анализа кондиционных результатов ПГКИ и ЛабГКИ авторами установлено закономерное увеличение содержания конденсата в пластовом газе с увеличением глубины залегания залежей (рис. 1).
Для обоснования значений , используемых при подсчете запасов конденсата, построена зависимость ПС5 от глубины залегания залежи. Для ее построения использовались результаты выполненных на Тамбейском месторождении кондиционных ЛабГКИ и ПГКИ (по старым и новым скважинам). Данные, полученные по новым скважинам, не противоречат данным, полученным ранее. Отдельно
на графике выделены числящиеся на государственном балансе значения ПСз , принятые по кондиционным ПГКИ (подсчет запасов 1983-1994 гг.). Полученная зависимость хорошо аппроксимируется линейным трендом и может использоваться для прогноза Пс залежей на глубинах до 2600 м.
Особенный интерес при анализе новых данных вызывают юрские отложения, характеризующиеся высокой аномальностью пластовых давлений (коэффициент анормальности изменяется от 1,61 до 1,90). Фактические значения Пс по новым скважинам варьируют в пределах от 139,2 до 396,7 г/м3. Широкий диапазон изменения этого параметра, возможно, объясняется тем, что большая часть ПГКИ выполнена с нарушением требований Р Газпром 086-2010. При проведении ЛабГКИ в скв. 160 (пласты ЮЯ6 и ЮЯ9) на Тасийском участке депрессия на пласт составляла 76,4 и 81,9 % соответственно, а скорость потока не превышала 0,5 м/с, что не обеспечивает необходимых условий полного выноса конденсата. Полученные значения Пс , равные 139,2 (ЮЯ6) и 187,6 г/м3 (ЮЯ>), были отнесены к некачественным. Значения Пс , равные 396,7 и 280,3 г/м3 соответственно и полученные в результате МБТ-исследований в скв. 45 (пласт ЮЯ2-4) и скв. 124 (пласт ЮЯ6) Западно-Тамбейского участка, также вызывают сомнение: они значительно превышают показатели
в других скважинах соответствующих пластов (рис. 2).
Обобщая данные, полученные по результатам качественных ЛабГКИ (скв. 160, пласт ЮЯ2-4 и скв. 42, 123, пласт ЮЯ6) и МБТ (скв. 43 пласт ЮЯ2-4 и скв. 124, пласт ЮЯ6), можно сделать вывод, что принятые ранее Государственным балансом значения ПСз на участках Тамбейского месторождения занижены. Однако имеющуюся на данный момент информацию следует считать ориентировочной. Более уверенные выводы можно будет сделать по завершении полного комплекса га-зоконденсатных исследований новых скважин.
Относительная плотность газа по воздуху также является важным параметром пластового газа, который используется при определении подсчетных параметров: начального и конечного пластовых давлений. Кроме того, существуют общепринятые методы определения критических значений давления и температуры, необходимых для расчета поправок на свойства и на температуру газа1. Поскольку на плотность газа наибольшее влияние оказывает количество содержащихся в нем тяжелых УВ (С5+в), построена графическая зависимость этих параметров (рис. 3). Исходными данными послужили результаты лабораторных исследований проб пластовых флюидов, отобранных из залежей Северо-Тамбейского участка (1983-1994 гг.), данные (в том числе МБТ),
О ЛабГКИЮЯ2_4
3200 О мот юя2_4
ж баланс Ю2
3300 О ЛабГК] ■1ЮЯ, 6
О МОТ ЮЯ, 6
ж баланс
3400 43_3-Тамб (180) скважина
(значение Пс )
--- —^^
42 3^(276)
О4; _3-Тамб (180) О 45 _3-Тамб (397) О \ЮЯ24
( }160_Тас (202) 123_3-Тамб (415 )0 \
0
500
Потенциальное содержание конденсата, г/м
Рис. 2. Взаимосвязь потенциального содержания конденсата и глубин залегания залежей для пластов ЮЯ2_4 (см. синий контур) и ЮЯ6 (см. красный контур) Тамбейского месторождения (новые скважины)
полученные при испытании новых скважин на Западно-Тамбейском, Тасийском и Северо-Тамбейском участках Тамбейского месторождения и расположенного рядом Бованенковского месторождения.
Мольную долю сухого газа в пластовом газе (МДсух), согласно Р Газпром 086-2010, определяют по формуле
1 "I У
мд =-—
Мсух шо
где у I - мольная доля /-го углеводородного компонента Сп пластового газа, %.
¡5 1,0
В связи с тем что газ большинства залежей Тамбейского месторождения в лабораторных условиях не исследовался, для определения МДсух использовалась ее эмпирическая зависимость от ротн (рис. 4), в качестве исходных данных для построения которой были использованы результаты всех кондиционных лабораторных исследований проб пластовых флюидов Северо-Тамбейского, Тасийского, Западно-Тамбейского участков (в том числе МОТ-исследования) и Бованенковского месторождения.
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
р = 0,001ПГ
' отн 5 С
Я2 = 0,9879
+ 0,588
Ск
в. 123, плас
Скв. 160,пластЮ, Скв. 202, пласт ТП„ ; " О..--
Скв. 123,: тласт ТП5 ¿Ь, 1 у." г
А • 1 Г-
•• Скв. 202 пласт ТП2
тЮЯ6 . 6 .о \о
Лицензионный участок (данные): ф Северо-Тамбейский О Северо-Тамбейский (скв. 202) Д Западно-Тамбейский (скв. 42, 45, 123) О Западно-Тамбейский (скв. 42, 45; ЮЯ2_4, МБТ) О Западно-Тамбейский (скв. 45, 124; ЮЯ6, МБТ) О Тасийский (скв. 160) ♦ Бованенково
50
100
150
200
250
300
350
400
Пс ,г/м3
Рис. 3. Взаимосвязь относительной плотности пластового газа по воздуху (ротн) и потенциального содержания конденсата: Я2 - коэффициент детерминации
0
пе:
4
Скв. 202, пласт Т Скв. 123, пласт Т
МД Я2 = 0
= -0,156р + 1,086
' г ОТН '
,98
¿Я*
ж,
Лицензионный участок (данные): 9 Северо-Тамбейский О Северо-Тамбейский (скв. 202) Д Западно-Тамбейский (скв. 42, 123) О Западно-Тамбейский (скв. 42, 45; ЮЯ24, О Западно-Тамбейский (скв. 45, 124; ЮЯ6, О Тасийский (скв. 160) ♦ Бованенково
МБТ) МБТ)
Скв. 202, пласт Т Скв. 160, пласт
'X
ЮЯ„
Скв. 123, пластЮЯ
0,55
0,65
0,75
0,85
0,95
1,05
, Д- ед.
Рис. 4. Зависимость молярной доли сухого газа от относительной плотности пластового газа по воздуху
0
***
Таким образом, месторождения северной части п-ова Ямал являются многопластовыми, отличаются большим этажом газоносности, изменчивостью состава УВ по разрезу и недостаточной изученностью газоконденсатной характеристики залежей Северо-Тамбейского, Тасийского и Западно-Тамбейского лицензионных участков ПАО «Газпром», что затрудняет оценку подсчетных параметров, связанных со свойствами пластового газа.
На основании статистически установленных зависимостей подсчетных параметров от состава газа и конденсата и глубин залегания залежей разработана методика прогноза этих параметров, которая обеспечит значительное пополнение информационной базы и повышение достоверности оценки запасов газа и конденсата.
В настоящее время Тамбейская зона газонакопления разбурена сеткой разведочных скважин, и значительная часть запасов
танопчинской свиты уже переведена в категорию Cj. Однако проектные разведочные скважины не позволят установить газоконденсат-ную характеристику в отношении всех залежей этой зоны. Использование разработанного авторами метода косвенной оценки потенциального содержания конденсата и других необходимых подсчетных параметров позволит восполнить недостающую информацию.
Список литературы
1. Гриценко А.И. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа /
А.И. Гриценко, Т.Д. Островская, В.В. Юшкин. -М.: Недра, 1983. - 264 с.
2. Нежданов A.A. Роль дегазации Земли
в формировании месторождений УВ севера Западной Сибири / A.A. Нежданов, А. Д. Авраменко, И.И. Халиулин // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы: материалы Всероссийской конференции. - М.: ГЕОС, 2008. - С. 340-342.
Prediction of volumetric parameters determined by composition and properties of bedded gas for the fields of the Yamal Peninsular
A.V. Yershov1, N.M. Zaletova1, O.M. Biktimirova1*
1 Gazprom Geologorazvedka LLC, Bld. 70, Gertsena street, Tyumen, 625000, Russian Federation * E-mail: o.biktimirova@ggr.gazprom.ru
Abstract. For most of the Yamal Peninsular fields, which prospecting was carried out in the end of 1980s - the beginning of 1990s, there are no good-quality results of strata and fluid samples tests, and a gas-condensate component of their deposits is poorly studied. That's why substantiation of potential gas condensate yield and other volumetrics which depend on the physical-chemical properties of bedded hydrocarbons is topical when gas and gas-condensate reserves of the Yamal fields are calculated.
Nowadays, the new wells have been drilled at some Yamal fields. Tests of these wells have considerably expanded knowledge of geological structure of hydrocarbon fields, petrophysical properties of reservoirs, and physical-chemical properties of fluids saturating these reservoirs. In practice, in case of lack of reliable field and laboratory gas-condensate studies, a semigraphical method for determination of a deposit gas-condensate characteristic is used. This method is based on the information about the group hydrocarbon-type content of stable condensate. Nevertheless, in regard of the Yamal fields the semigraphical data haven't correspond with the results of conditioned gas-condensate tests. So, impropriety of the semigraphical method for Yamal conditions has been stated, and it has driven necessity to develop own predictive statistical procedure for assessment of volumetrics determined by gas and gas-condensate properties.
Authors have developed a procedure for prediction of field volumetrics based on their statistically ascertained dependencies on gas and gas-condensate composition and depths of deposit burial. Forecast of volumetric parameters for several Yamal fields will enrich information base and improve validity of gas and gas condensate reserves assessments.
Keywords: estimation of gas reserves, condensate, potential condensate content, characteristic of gas condensate. References
1. GRITSENKO, A.I., T.D. OSTROVSKAYA, V. V. YUSHKIN. Hydrocarbon condensates of natural gas fields [Uglevodorodnyye kondensty mestorozhdeniy prirodnogo gaza]. Moscow: Nedra, 1983. (Russ.).
2. NEZHDANOV, A.A., A.D. AVRAMENKO, I.I. KHALIULIN. A role of Earth degassing in forming of hydrocarbon fields at the north of Western Siberia [Rol degazatsii Zemli v formirovanii mestorozhdeniy UV severa Zapadnoy Sibiri]. In: Proc. of the All-Russian conference "Degassing of the Earth: geodynamics, geofluids, oil, gas and theirparagenesis. Moscow: GEOS, 2008, pp. 340-342. (Russ.).
