К оглавлению

УДК 553.982.2(470.56)

Новый тип залежей УВ в юго-западной части Оренбургской области

Ю.М. КУТЕЕВ. Г.В. МАКАРОВ (Оренбурггеология), В.И. ЖЕЛТОВСКИЙ (ВНИИгаз)

В конце XI пятилетки на разведочных площадях Восточно-Оренбургского и Бузулукского нефтегазоносных районов (Ольховская, Пойменная, Гаршинская, Донецкая, Сидоровская), Росташинская, Зайкинская, Конновская, Долинная и др.) выявлены залежи нефти и газоконденсата в карбонатах бийско-афонинского возраста и в песчаниках верхнего и среднего девона (рис. 1). Впервые для Оренбургской области установлены газоконденсатные залежи (Зайкинская, Росташинская, Долинная, Конновская) со значительным содержанием конденсата (до 0,9 кг/м3), а также нефтяные залежи (Ольховская, Гаршинская, Лебяжинская и др.) с высоким газовым фактором (300-500 м33).

Особенности фазового состояния девонских залежей юго-западной части Оренбургской области заключаются в увеличении содержания газа пластовых флюидов до перехода в газоконденсаты с глубиной, что характерно и для многих нефтегазоносных районов.

При распределении залежей по фазовому состоянию УВ также отмечена определенная закономерность. Если на Ольховском, Донецком, Лебяжинском, Гаршинском месторождениях продуктивные пласты девона содержат нефть с газовым фактором 150-500 м33, то на Зайкинском, Росташинском, Долинном - газоконденсат. На Конновском месторождении в карбонатах и песчаниках среднего девона установлены промышленные залежи, УВ которых по своим свойствам находятся на границе «легкая нефть - конденсат» и требуют детального изучения термодинамическим методом. С северо-востока на юго-запад на нефтяных месторождениях отмечается возрастание газового фактора, что соответствует общему региональному увеличению глубин залегания продуктивных горизонтов девона.

Обнаружение в юго-западной части Оренбургской области газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата и нефтяных с увеличенным газа поставило перед геологами задачи распознавания типов пластовых флюидов и залежей, при решении которых возникли трудности, связанные с идентичностью фазовых систем растворенного газа и газоконденсата. При опробовании таких залежей объективная оценка типа залежи по физико-химическим свойствам жидких УВ и газу сепарации, газовому фактору, составу пластовой смеси и другим критериям не всегда возможна и часто неоднозначна. Отсюда возникают сложности с подсчетом запасов УВ и выбором системы разработки залежей.

Рассмотрим результаты комплексного изучения фазового состояния пластовых флюидов на примере Зайкинского нефтегазоконденсатного месторождения, которое расположено в южной части Бузулукской впадины. Для этого района характерно общее блоковое строение фундамента, осложненное дизъюнктивными нарушениями, которые играли определенную роль в формировании ловушек для УВ [1]. С юга месторождение осложняет тектоническое нарушение типа сброса. Здесь установлено шесть продуктивных залежей, из которых пять отнесены к газоконденсатным, а одна - к нефтяной. Залежи отличаются сложным геологическим строением, связанным как с литологическим замещением и тектоническим нарушением, так и с невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пород. Особенностью этих залежей являются также высокие содержания жидких УВ в газоконденсатных пластах и газовые факторы в нефтяном пласте.

Карбонатные породы афонинского горизонта служат резервуаром для трех залежей газоконденсата (Д-V-2, Д-V-1h, Д-V-1B), песчаники воробьевских слоев - для двух (Д-IV-2 и Д-IV-1), а нефтяная залежь Д-III приурочена к песчаникам ардатовских слоев.

Дебиты газоконденсата изменяются от 103 до 220 тыс м3/сут по газу сепарации и от 150 до 233 м3/сут по стабильному конденсату. Содержание жидкой фазы, по промысловым данным, 816-1465 см33 (газовый фактор 700-1200 м33), потенциальное содержание конденсата, по данным ВНИИгаза, - 500-900 г/м3. Дебиты скважин нефтяной залежи пласта Д-III составляют 120-130 м3/сут, газовый фактор 450- 500 м33.

Газ всех залежей - метановый с высоким количеством гомологов метана, малосернистый, с незначительным содержанием кислых компонентов и азота. Несколько отличен газ самого верхнего по разрезу нефтяного пласта Д-III, по содержанию компонентов и плотности он отнесен к растворенному в нефти.

Жидкие УВ (С5+высш.) представляют собой желтую, светло-коричневую и коричневую жидкость плотностью 0,775-0,805 г/см3. Анализ физико-химических свойств приводит к выводу, что она во всех пластах сходна, за исключением Д-III, где отмечаются более высокие плотность и молекулярная масса, увеличение содержания смол и появление асфальтенов. По остальным показателям Д-III и нижележащие пласты практически не отличаются (см. табл. 1).

Пластовый флюид рассмотренных залежей характеризуется высоким суммарным содержанием этана, пропана и бутанов, а также С5+высш. (табл. 1). По поверхностным пробам пласт Д-III заметно разнится от остальных пластов, что подтверждает нефтяной характер залежи.

По групповому углеводородному составу изученные УВ, в том числе и по пласту Д-III, сходны. Преобладают метановые УВ (65-68%). Содержание нафтенов и аренов колеблется от 12 до 22 %. Гомологический ряд н-алканов простой, простирается от С5 до С29; основную их часть составляют С516 (87-90 %), доля низкокипящих (С5- С8) 53-55 %.

Для изучения фазового состояния флюидов Зайкинского месторождения использованы различные критерии [2-5]. Сопоставление их показывает, что для глубокозалегающих пластов определение типа залежей по фазовому составу на поверхности и физико-химическим свойствам газов и жидкостей невозможно.

Моделирование термобарических условий на установках фазовых равновесий требует надежной представительности проб газа и жидкости, точного методического соблюдения условий потока газожидкостной смеси по лифтовым трубам.

На Зайкинском и других месторождениях юго-западной части Оренбургской области газоконденсатные промысловые исследования проводились с помощью сепарационной установки «Порта-Тест» и сепараторов промышленного типа. Результаты промысловых исследований на газоконденсатность показывают, что для определения содержания конденсата и отбора проб необходимо сочетание минимально и максимально допустимых дебитов газа и депрессии на пласт.

В табл. 2 приведены примеры газоконденсатных исследований по скв. 555 Зайкинской, выполненных на сепарационной установке «Порта-Тест».

При относительно невысоких скоростях газожидкостного потока наблюдается пульсационный характер работы скважины, что отражается на содержании конденсата. Свидетельством этого является график зависимости  для 1-го, 2-го и 4-го объектов опробования скв. 555 Зайкинской (рис. 2), где - дебит стабильного конденсата, Qг - дебит газа.

Для условий Зайкинского месторождения оптимальный режим газоконденсатных исследований обеспечивается сочетанием депрессии около 10-14 % пластового давления и минимально допустимым дебитом газа (180-200 тыс. м3/сут), при которых скорость потока у башмака лифтовых труб не менее 4 м/с. Оптимальный режим работы пластов Д-V-Ih и Д-V-2 при газоконденсатных исследованиях достигался на штуцере 11 -13 мм, а для пласта Д-IV-2 - 8-9 мм.

Подтверждением этих выводов следует считать тот факт, что при рекомбинировании проб, отобранных на штуцере 9,5 мм по 2-му объекту, оказалось, что пластовый флюид является системой растворенного газа. Проведенное ВНИИгазом рекомбинирование проб при содержании конденсата 1700 см33 показало, что в результате образовалась газоконденсатная система с давлением начала конденсации 38 МПа. Следовательно, пробы газа и конденсата на штуцере 9,5 мм при объеме конденсата 1765 см33 и скорости потока 3 м/с оказались непредставительными, что потребовало проведения дополнительных экспериментальных исследований.

Рекомбинирование проб 4-го объекта, отобранных при работе скважины на штуцере 9,5 мм и скорости потока 5 м/с (конденсата 816 см33), позволило получить газоконденсатную систему с давлением начала конденсации 42 МПа.

Для определения типа залежи в других объектах опробования, в том числе и для нефтяного пласта Д-III, ВНИИгазом проведена серия опытов с различными загрузками жидкой фазы из расчета на стабильную жидкость при температурах 50, 100 и 150 °С. В результате исследований определено, что на Зайкинском месторождении существует углеводородная система, в которой переход из газообразного состояния в жидкое происходит непрерывно, и тип залежи зависит от соотношений жидкой и газообразной фаз [5].

Определено, что при КГФ, равном 1440 см33 и менее, по стабильному конденсату система является газоконденсатной, при содержании жидкой фазы более 1440 см33 пластовый флюид переходит в жидкое состояние.

На основании моделирования системы «жидкость-газ» пласт Д-III Зайкинского месторождения отнесен к нефтяному недонасыщенному (содержание жидкости в газе более 1900 см33). Залежи характеризуются как газоконденсатные.

Некоторые исследователи (Г.С. Степанова, 1983 г.), приняв во внимание геохимические критерии распознавания типа залежи, предположили существование на Зайкинском месторождении нефтяных оторочек, подстилающих газоконденсатные залежи, а в целом классифицировали залежи как нефтегазоконденсатные.

В процессе разведки месторождения это предположение частично подтвердилось. В скв. 561 Зайкинская получен небольшой приток нефти дебитом 1,8 м3/сут (плотность нефти 0,872 г/см3) из пласта Д-IV-2, однако пласт Д-V-2 оказался водоносным (предполагаемая нефтяная оторочка всего 5 м). Эти данные в комплексе с результатами интерпретации промыслово-геофизических материалов и опробования других скважин не позволяют выделить нефтяную оторочку промышленного значения. Толщина ее не может превышать 10 м при общей высоте газовой части 65- 75 м.

Такое соотношение нефтяной и газовой частей залежи в условиях высоких давлений и температур, естественно, привело к тому, что нефть, вступив в контакт с газом, отдала долю своих легких компонентов, что отразилось на значительном содержании гомологов метана (С2, С3, С4) в газах газоконденсатных залежей. При этом изменились свойства нефти под газовой частью: повысились плотность, молекулярная масса, вязкость, содержание смолисто-асфальтеновых веществ. При небольшой толщине оторочка практически утратила свое промышленное значение.

Растворенный в газовой фазе конденсат также приобрел некоторые свойства, присущие нефтям (более тяжелый фракционный состав, наличие смол и др.). Наличие в конденсате парафиновых УВ вполне закономерно, так как известно, что высокомолекулярные парафины хорошо растворяются в сжатых газах.

Таким образом, конденсатные залежи Зайкинского месторождения находятся в насыщенном состоянии и характеризуются повышенным содержанием жидких УВ в пластовом газе. Объективная оценка их газоконденсатных параметров с целью подготовки исходных данных для подсчета запасов и составления проекта разработки возможна при строгом соблюдении инструктивных методических положений по исследованию на газоконденсатность. Основной метод изучения - термодинамический с моделированием пластовых условий.

Естественное истощение зайкинских газоконденсатных залежей в процессе промышленной разработки приведет к ретроградной конденсации и значительным пластовым потерям конденсата. Термобарические факторы, особенно на уровне критических, влияют на фазовое состояние УВ-системы и пластовые потери конденсата, что является важным показателем для обоснования коэффициента извлечения последнего.

На рис. 3 приведены кривые пластовых потерь конденсата пласта Д-IV-l, полученные на УФР. Как видно из графиков, наибольшее количество насыщенного конденсата (Qк.н.) выпадает при Р=21 МПа и составляет 710 см33 (кривая 1). При дальнейшем снижении давления наблюдается испарение части выпавшего конденстата, и при Р=1 МПа количество его составит 434,8 см33, или 350 г/м3.

Приведенные коэффициенты конденсатоотдачи на режиме истощения для залежей Зайкинского месторождения с высоким содержанием конденсата практически нереальны. Данное месторождение представляет ценность как источник жидких УВ, и эксплуатацию его следует проводить с поддержанием пластового давления обратной закачкой в пласт осушенного газа.

Выводы

1.   В юго-западной части Оренбургской области выявлены газоконденсатные залежи с высоким содержанием жидких УВ в отложениях среднего девона.

2.   На примере Зайкинского месторождения установлено, что по физико-химическим свойствам газов и жидкостей и фазовому их соотношению на поверхности определение типа залежи практически невозможно. Основной метод исследования УВ-систем термодинамический с моделированием пластовых условий.

3.   Оптимальный режим газоконденсатных исследований обеспечивается сочетанием депрессии около 10-14 % от пластового давления и минимально допустимого дебита (180-200 тыс. м3/сут), что соответствует скорости фильтрации газожидкостного потока не менее 4 м/с.

4. Результаты комплексного изучения Зайкинского месторождения позволяют выделить шесть залежей УВ, из которых пять классифицируются как газоконденсатные. Толщина нефтяной оторочки составляет не более 10 м при высоте газовой части 65-75 м.

5 Месторождения, подобные Зайкинскому, представляют ценность как источник жидких УВ (конденсата), и эксплуатацию их следует вести только с поддержанием пластового давления.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Комплексные геохимические методы распознавания фазового генетического типа залежи и характера углеродного флюида / В.А. Чахмахчев, Н.А. Крылов, Р.А. Твердова и др. - Геология нефти и газа, 1985, № 12, с. 30-33.

2.      Коротаев Ю.П., Критская С.Л. Определение типов углеводородных месторождений. - Геология нефти и газа, 1982, № 3, с. 21-22.

3.      Критская С.Л., Степанова Г.С. Прогнозирование повышенных и аномальных пластовых давлений. - Газовая промышленность, 1983, № 8, с. 33-34.

4.      Макаров Г.В., Чекалев О.Ю., Новицкий Ю.В. Глубинное строение Бузулукской впадины и перспективы нефтегазоносности отложений среднего девона. - Геология нефти и газа, 1985, № 7, с. 13-17.

5.      Островская Т.Д., Гриценко И.А., Желтовский В.И. Фазовое состояние - зеркало типа залежей. - Газовая промышленность, 1984, № 2, с. 23-24.

 

Таблица 1 Состав пластового флюида (%)

Пласт

CO2

N2

С1

С2

С3

i-C4

n-C4

C5+высш.

Д-V-2

1,50

0,35

64,63

12,25

5,76

0,80

2,08

12,63

Д-V-1B

1,34

0,48

67,44

10,93

5,20

0,72

1,93

11,96

Д-IV-2

0,82

0,51

72,81

10,85

4,57

0,59

1,63

8,22

Д-IV-l

1,52

0,39

67,89

13,14

5,56

0,75

1,94

8,77

Д-III

0,60

0,53

51,40

13,86

8,25

1,04

2,90

21,42

 

Таблица 2 Результаты промысловых исследований по скв. 555 Зайкинской

Номер объекта опробования (пласт)

Диаметр штуцера, мм

Рпл, МПа

Тпл, °С

Депрессия на пласт, МПа (% от Рпл)

Рсеп, МПа

Qг, тыс. м3/сут

qк, м3/сут

Содержание конденсата, см33

Скорость потока, м/с

2 (Д-V-Ih)

5,4

53,4

100

0,05 (0,9)

3,4

58,7

98,5

1678

1,3

7,0

0,16 (2,9)

4,3

88,0

179,7

2042

2,0

9,5

0,25 (4,9)

4,9

131,0

231,3

1765

3,0

12,9

0,74 (13,8)

3,5

240,4

317,3

1320

5,6

2(Д-V-2)

5,4

53,6

102

0,04 (0,7)

2,2

87,2

110,0

1261

1,8

9,5

0,28 (5,2)

4,2

172,0

233,0

1355

3,8

12,9

0,62 (11,3)

4,3

234,0

304,0

1300

5,3

4 (Д-IV-2)

5,4

 

 

0,21 (4,4)

5,0

113,4

127,9

1128

2,6

7,0

0,32 (6,6)

4,6

130,2

137,9

1059

3,1

9,5

0,46 (9,6)

4,2

209,5

171,0

816

5,0

 

Рис. 1. Схема размещения месторождений нефти и газоконденсата, приуроченных к отложениям верхнего и среднего девона.

Границы: 1 - Волго-Уральской и Прикаспийской НГП, 2 - нефтегазоносных районов; месторождения: 3 - газоконденсатные, 4 - нефтяные. Нефтегазоносные районы: А-I -Мухановско-Ероховский, А-II - Бузулукскнй, А-III - Восточно-Оренбургский, A-IV - Оренбургский. Площади: а - Донецкая, б - Лебяжинская, в - Ольховская, г -Пойменная, д - Гаршинская, е - Росташинская, ж - Конновская, з - Зайкинская, и - Долинная. ОГКМ - Оренбургское газоконденсатное месторождение

 

Рис. 2. Графики зависимости содержания конденсата от дебита газа сепарации в скв. 555 Зайкинская.

Шифр кривых: 1 - 1-й объект опробования (пласт Д-У-2), 2 - 2-й объект опробования (пласт Д-У-1н), 3 - 4-й объект опробования (пласт Д-IУ-2)

 

Рис. 3. Графики пластовых потерь конденсата.

Кривые потерь: 1 - насыщенного конденсата, см33; 2, 3 - стабильного конденсата, см33 и г/м3 соответственно