К оглавлению

УДК 553.981.6.001.5(575.16)

Особенности фазового состояния и состава газожидкостной системы Кокдумалакского нефтегазоконденсатного месторождения

В.В. КУШНИРОВ (ИГИРНИГМ), В.И. СОКОЛОВ, И.П. БУРЛУЦКАЯ (Узбекгеофизика)

В последние годы в различных нефтегазоносных регионах страны выявлены углеводородные газожидкостные системы (УВГЖС), характеризующиеся сложным фазовым составом и состоянием газовых и жидких УВ. В отличие от традиционных газоконденсатных скоплений, в которых ретроградная природа жидких УВ не вызывает сомнений, сложные УВГЖС по соотношению газовой и жидких фаз, а также по составу приближаются к системам критического состояния, или к так называемым летучим нефтям. К тому же в противоположность обычным газоконденсатно-нефтяным и нефтегазоконденсатным месторождениям, где газоконденсатная залежь четко отделяется от нефтяной подушки (оторочки), в сложных УВГЖС раздел между ними нередко либо не устанавливается, либо имеет место различная по толщине переходная зона, отличающаяся сложным агрегатным состоянием УВ.

Неверные представления о фазовом составе и состоянии подобных УВГЖС приводят к недооценке (возможны и противоположные случаи) балансовых и извлекаемых запасов УВ (Ф.К. Салманов, 1988 г.).

Появление в ряду уже известных сложных УВГЖС Кокдумалакского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) лишь подтверждает их общность независимо от приуроченности к различным геоструктурным элементам и возраста вмещающих отложений. Характерной особенностью этих систем являются жесткие термобарические условия, довольно высокая плотность жидкой фазы - 0,786 (Талалаевское, Харьковцевское - ДДВ), 0,920 г/см3 (Вангарбрак - бассейн Мексиканского залива), уникальная обогащенность пластового газа высококипящими УВ - 900 (Карачаганак - Прикаспийский регион), 1740 см33 (Малаховское - ДДВ) и, как правило, разная степень недонасыщенности ими пластового газа.

Нередко эти системы имеют подчиненные или преобладающие по объему нефтяные подгазовые скопления, а в составе конденсирующихся УВ содержатся не только легкие гомологи метана, но и цикланы, арены, смолы и даже асфальтены [2]. В этой связи интересно детальное рассмотрение результатов изучения УВГЖС Кокдумалакского месторождения.

Открытое в 1985 г., оно расположено в пределах Денгизкульского нефтегазоносного района. По данным сейсморазведочных работ и глубокого бурения, его промышленная нефтегазоносность связана с известняками слагающими крупную одиночную рифовую постройку верхнеоксфордского возраста (рис. 1). Скв. 2-открывательница углубилась в отложения карбонатной формации (XV надрифовый горизонт) всего на 51 м и вскрыла залежь с аномальными термобарическими условиями (Рпл-57,02 МПа, Тпл=112 °С). Измеренный газовый (или газоконденсатный) фактор, составивший в среднем 932 м3/м3, физико-химические свойства жидкой фазы позволили предположить нефтяное скопление с высокой газонасыщенностью пластового флюида. Поэтому возникла необходимость в достоверной диагностике фазового состава и состояния выявленной УВГЖС.

Как правило, определение фазового состава обычной газоконденсатной залежи сводится к диагностике нефтеносности (наличие, отсутствие нефтяной оторочки или подушки), для чего используется широкий набор показателей. Однако они малопригодны в случаях, когда выделенный в сепарационных устройствах флюид по физико-химическим свойствам практически не отличается от легких нефтей, а соотношение газовых и жидких УВ может в равной степени считаться и газовым, и газоконденсатным фактором.

Серьезным испытанием разрешающих возможностей всех рекомендованных для этих целей способов является каждая вновь открываемая сложная УВГЖС. Не служит в этом плане исключением и система Кокдумалакского НГКМ, не имеющая аналогов в среднеазиатском регионе по содержанию в пластовом газе высококипящих УВ.

Прогнозная оценка фазового состояния была выполнена в 1985 г. только по материалам скв. 2 и основывалась главным образом на методических приемах, изложенных в “Инструкции по диагностике нефтеносности газоконденсатных залежей" (В.В. Кушниров, А.Г. Ибрагимов, М.С. Ситдиков, 1987 г.).

Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе (qп) (скв. 2, 2778-2888 м) составило 874 см3/м3 (705 г/м3), а исходное соотношение свободных газовых и жидких УВ в залежи (ГФИСХ), определенное через qп и рпл (56,1 МПа) по специальной номограмме, приведенной в упомянутой инструкции, равнялось 500 м3/м3. На основании этих данных и приведенного графика (рис. 2) рассматриваемая залежь была квалифицирована как нефтегазоконденсатная, что подтверждается и другими диагностическими показателями (табл. 1).

Учитывая уникальную обогащенность пластового газа высококипящими УВ и своеобразные физико-химические свойства полученных в скв. 2 жидких УВ, целесообразно провести дополнительную диагностику фазового состояния УВГЖС. В частности, интересно, что на схеме изменения физического состояния и фазового состава УВГЖС в недрах [1] она оказалась в зоне распространения нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных скоплений, близких к критическому состоянию.

Весь комплекс выполненных определений позволил оценить выявленное скопление УВ как нефтегазоконденсатное, включающее газоконденсатную часть и подчиненную по объему нефтяную. Это подтвердилось получением (через год после составления прогнозного заключения) в подошвенной части залежи (скв. 3) высокодебитного притока обычной нефти. Оставались невыясненными наличие переходной (от газоконденсатной части залежи к нефтяной) зоны и возможность пребывания УВ газоконденсатной залежи в пластовых условиях в критическом состоянии или близком к нему.

В настоящее время значительная часть залежи охарактеризована данными бурения (см. рис. 1), которые достаточно надежно устанавливают основные особенности ее геологического строения, а также фазового состояния и состава.

Промысловые газоконденсатные исследования на этом месторождении осуществлялись опытно-методической партией ИГИРНИГМ на полнопоточной установке фирмы “Порта-Тест”, а лабораторные определения фазового состояния УВ и коэффициента извлечения конденсата - на установке фазовых равновесий фирмы "Альстом-Атлантика". Отбор проб пластовой нефти производился с помощью модернизированных отечественных пробоотборников ПД-3М и канадских глубинных приборов фирмы “Randwell”, а их лабораторные исследования - на установках АСМ-300 и “Альстом -Атлантик”.

На месторождении проведено 12 газоконденсатных исследований, позволивших определить состав пластового газа (C1 - 78,62; С2 - 4,98, С3 -1,90, C5+высш.- 9,34, N2 - 0,38, СО2 - 3,67, Н2 - 0,08 %), среднее потенциальное содержание в нем стабильного конденсата (qп=676 г/м3) и значение этого показателя в разных точках залежи (рис. 3), а также физико-химические свойства конденсата (табл. 2).

Эти материалы свидетельствуют о закономерном увеличении qп по высоте газоконденсатной части залежи по мере приближения опробованных объектов к ГНК и практической неизменности плотности конденсата, его молекулярной массы и группового УВ-состава (см. рис. 3).

Предметом особого изучения являлось фазовое состояние жидких УВ, отобранных из газоконденсатной части залежи. Для внешнего контроля несколько проб было передано в соответствующие лаборатории КазНИГРИ и Главтюменьгеологии. Их результаты (табл. 3) не оставляют сомнений в том, что исследованные образцы жидких УВ в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии и подчиняются закону ретроградной конденсации. Причем по результатам ИГИРНИГМ и Главтюменьгеологии практически отсутствует существенная разница между пластовым давлением (Рпл) и давлением начала конденсации (Рн.кон), а коэффициент извлечения конденсата при разработке газожидкостной системы без поддержания пластового давления составляет в среднем 0,39.

Очень сложным в условиях аномального барического режима являлся отбор глубинных проб нефти из подгазового нефтяного скопления. Поэтому наряду с исследованием глубинных проб осуществлялась рекомбинация образцов нефти и газа (отобранных в сепарационном устройстве) в установке высокого давления. Результаты этих определений свидетельствуют о высокой газонасыщенности пластовой нефти, особенно в тех случаях, когда она отобрана из зоны ГНК. Большими значениями характеризуется и объемный коэффициент (1,23-1,7). В целом прослеживается закономерное возрастание газонасыщенности, давления насыщения пластовой нефти и снижение ее плотности по высоте нефтяной подушки от зоны ВНК к газонефтяному разделу (см. табл. 2).

Комплекс сероводородных исследований проведен на 23 газоконденсатных и нефтяных объектах (см. рис. 3). Как свидетельствуют аналитические данные, уровень сероводородного насыщения пластового газа газоконденсатной части изменяется в пределах 0,06-0,11 %, тогда как для нефтяного подгазового скопления содержание Н2 составляет 0,09-0,16 %, т. е. при переходе от газоконденсатной части залежи к нефтяной наблюдается увеличение концентрации этого компонента в среднем от 0,08 до 0,12 %.

Принципиально важным результатом исследований явилось установление четко выраженного раздела между газовой и нефтяной частями залежи, соответствующего поверхности ГНК на отметке -2773 м. Этот раздел фиксируется по многим параметрам УВГЖС. В частности, переход от газоконденсатной части залежи к нефтяной сопровождается скачкообразным изменением плотности жидких УВ, молекулярной массы, выхода фракции н. к - 200 ° С, содержания серы, концентрации сероводорода в пластовом и нефтерастворенном газах, газового фактора, содержания микроэлементов в нефтях и конденсатах (см. рис. 3). Кроме этого, указанный раздел устанавливается по данным ГИС, а также прямыми определениями (отбор проб пластового флюида приборами на каротажном кабеле, газовый каротаж), выполненными в поисковых и разведочных скважинах в процессе их проводки.

Надо сказать, что практически на всех газовых и нефтегазовых месторождениях Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области (Шуртан, Зеварды, Крук и др.) переход от газовой части залежи к нефтяной или водоносной сопровождается скачкообразным изменением соотношений условных величин пористости (Кп.у), определенных по данным АК, НГК и ГГК. Для газовой части характерно соотношение Кп.уГГК >= Кп.уАК>Кп.уНГК, для нефтяной и водоносной Кп.уГГК=Кп.уАК=Кп.уНГК. При этом с целью исключения случайных ошибок используются расхождения DКп=КпГГК(КпАК)-КпНГК, пронормированные в величинах КпАК, наиболее близких к истинным значениям Кп.

Подобные закономерности обусловлены значительным снижением плотности породы и насыщающего флюида, а также изменением содержания водорода в газовой части залежи, что находит свое отражение в измеряемых параметрах при ГИС (рис. 4).

На этих месторождениях также наблюдаются эффекты расхождения величин интенсивностей вторичного гамма-излучения в газоносной части пласта по замерам НГК, выполненным до и после расформирования зоны проникновения с разрывом во времени 2 и 30 сут соответственно. Это позволяет проследить динамику изменения газонасыщенности разреза в прискважинной части пласта и выявить в разрезе газоносные объекты, для которых объем газа в поровом пространстве коллектора увеличивается по мере расформирования зоны проникновения, что ведет к увеличению интенсивности вторичного гамма-излучения (DIng).

На Кокдумалакском месторождении для разделения пластов на нефтяные и газовые были использованы результаты хроматографического анализа проб газа, отобранного из нефтяной и газовой частей. Правомочность подобного подхода была подтверждена ранее на целом ряде сравнительно простых по строению флюидальных систем (Крук, Южный Кемачи и др.).

По сумме относительного содержания УВ, характеризующих газовую и жидкую УВ-фазы, установлено, что для газовых пластов характерно соотношение , для нефтеносных , для водонасыщенных . Аналогичные данные получены и по результатам газового каротажа.

На основе перечисленных данных на месторождении Кокдумалак выделяется три различных по своим промыслово-геофизическим характеристикам части залежи (см. рис. 4). Коллекторы верхней части, от кровли известняков до абсолютном отметки -2773 м, имеют все признаки газоносных. Коллекторы в интервале -2773...-2828 м имеют все признаки нефтеносных, а ниже характеризуются как водонасыщенные.

Кроме этих данных, для обоснования флюидальных разделов использованы результаты изучения керна, в частности сведения о битуминозности пород, полученные экстрагированием образцов керна в спиртобензольной смеси. Как видно из приведенных материалов (см. рис. 4), содержание подвижных битумов в газовой части залежи существенно ниже, чем в нефтяной.

Таким образом, при переходе из газоконденсатной части залежи к нефтяной наблюдается контрастное изменение физико-химических свойств УВ флюидов и различных геофизических параметров.

Выводы

  1. Выявленная нефтегазоконденсатная залежь является гетерогенной газожидкостной системой, состоящей из двух гомогенных частей газоконденсатной шапки и подгазового нефтяного скопления, в котором нефть находится в свободном состоянии.
  2. Комплексирование различных методов изучения газожидкостной системы Кокдумалакского НГКМ позволило установить фазовый состав и состояние газовых и жидких УВ в пластовых условиях и определить положение раздела “газ - нефть”.
  3. Подтверждается сделанное ранее (В.В. Кушниров, 1984 г) прогнозное заключение о возможности выявления в недрах Бухаро-Хивинского региона УВГЖС, близких к критическому состоянию с газовой фазой, уникально обогащенной высококипящими УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Акрамходжаев А.М., Киршин А.В. Кушниров В.В. Особенности изменения фазового состояния и состава углеводородных газожидкостных систем на больших глубинах. // Геология нефти и газа. - 1985. - № 9. - С. 39-46.
  2. Салманов Ф.К. Основные задачи перестройки в организации и проведении нефтеразведочных работ // Советская геология. - 1988.-№ 2.-С. 3-9.
  3. Семенович В.В., Золотов А.Н. Проблемы изучения нефтегазоносных бассейнов СССР // Геология нефти и газа - 1985 - № 1.-С. 5-9.

Abstract

Problems concerning the diagnostics of the phase state and composition of a complex gas-liquid system arc discussed. On the basis of the investigation of formation fluid samples collected from the subsurface and under surface conditions, a contracting change in physical and chemical properties of hydrocarbon fluids, when passing

from gaseous to oil reservoir areas, has been recognized. The presence of interface is also supported by downhole logging evidence and direct methods (testers on logging cable, mud logging and core examination). An original approach involves combining various (field, physico-chemical and direct) procedures at the exploration phase in studies of the gas-liquid system described, It has been established that the identified oil-gascondensate pool represents a heterogeneous gas-liquid system consisting of two homogenous parts: gas-condensate cap and subgaseous petroleum accumulation in which oil is in a free state. The interface is determined reliably enough by the entire set of methods.

Таблица 1. Рекомендованные и фактические значения различных диагностических показателей

Диагностические показатели

Рекомендованные граничные значения

Значения диагностических показателей на Кокдумалакском месторождении

нефтегазоконденсатные и газоконденсатнонефтяные залежи

газоконденсатные залежи

Содержание C5+высш. в пластовом газе, %

>1,75

<1,75

9,77

Содержание N2 в пластовом газе, %

>3,3

<3,3

0,53

Содержание метановых УВ в конденсате (фр. н. к.- 200 °С), %

<55

<55

78

Коэффициент Z1

<21

>21

5,33

Коэффициент Z2

<20,5

>20,5

5,06

Отношение изобутана к нормальному в пластовом газе

<0,80

>0,80

0,34

Конденсатный фактор (КФ) (см3/м)

<100

<100

874

Содержание ароматических УВ (А) в конденсате (по В.А. Чахмахчеву)

<20

>20

20

Таблица 2. Осредненная физико-химическая характеристика конденсатов и нефтей

Плотность, г/см3

Показатель преломления

Молекулярная масса

Содержание общей серы, %

Н. к., ° C

Фракционный состав н. к. - 200 °С, %

Групповой УВ-состав фракций н. к. - 200 °С ,%

Выход фракции н. к - 200 °С, %

10

50

90

А

Н

М

Конденсат (скв. 2-5)

0,8054

1,4634

156

1,05

98

131

242

375

15,76

7,6

76,64

35,12

Нефть (скв. 3-8)

0,8773

1,5062

229

2,17

133

185

350

 

20,59

7,48

71,93

12,65

Таблица 3. Результаты лабораторных исследований рекомбинированных проб газовых и жидких УВ

Номер скважины

Интервал перфорации, м

Рпл, МПа

Рн.кон, МПа

Коэффициент извлечения конденсата

3

3004-3010*

56.9

47,9

0,40

3

2964-2968**

56,6

47,1

0.35

3

2896-2902

56,6

56,3

0,40

4

2806-2900

56,4

56,8

0,28

4

2866-2870

56,0

56,0

0,29

5

3018-3022

56,2

56,0

0,26

5

2950-2954

-

57,0

0,30

* Установка мини-PVT.

** установка фирмы “Альстом-Атлантик"

Рис. 1. Структурная карта Кокдумалакского НГКМ по кровле известняков келловей-оксфорда.

Скважины: 1 - параметрические. 2 - поисковые, 3 - разведочные; состояние скважин: 4 - в бурении. 5 - в испытании. 6 - закончены бурением, 7 - закончены строительством; получены притоки: 8 - газа и конденсата. 9 - нефти; 10 - граница рифового тела по данным сейсморазведки; 11 - внешний контур газоносности, 12 - внешний контур нефтеносности, 13 - изогипсы кровли известняков, м

Рис. 2. Разделение ретроградных газожидкостных систем, содержащих нефтяные скопления разного объема, в зависимости от исходного соотношения в них газовых и жидких УВ.

Залежи: 1 - нефтяные с газоконденсатной шапкой, 2 - нефтегазоконденсатные, 3 - газоконденсатные с промышленной нефтяной оторочкой или подгазовой нефтяной подушкой, 4 чисто газоконденсатные; 5 переходная зона

Рис. 3. Схема размещения объектов, в которых проведены газоконденсатные и сероводородные исследования и произведен отбор глубинных проб нефти.

Объекты испытания, в которых проведены: 1 - газоконденсатные н сероводородные исследования. 2 - отборы глубинных проб нефти; 3 - соли; 4 - ангидриты; известняки горизонта: 5 - XV-HP, 6 - XV-Р. 7 - XV-ПР. 8 - ГНК. 9 - ВНК; 10 - значения параметров: а - в нефтяной части залежи, б - пластовое давление, в - в газоконденсатной части залежи

Рис. 4. Уточнение положения границ флюидальных разделов по данным геофизических исследований скважин и прямых методов

Коллекторы: 1-газоносные, 2 - нефтеносные, 3 - водоносные; 4 - точки отбора проб опробователем на кабеле (ОПК); кривые изменения: 5 - параметра M = КпГГK(КпАК)КпНГК/КпАК; 6- параметра N, равного отношению объема подвижного

битума к объему порового пространства, 7 - содержания (в относительных долях) по данным хроматографического анализа проб газа полученных при дегазации бурового раствора (газовый каротаж) или ОПК; 8 - содержания (в относительных долях) по данным хроматографического анализа проб газа (ГК, ОПК); замеры НГК: 9 - непосредственно после обсадки скважины, 10 - спустя 30 (скв. 4) и 45 сут (скв. 3) после обсадки; 11 - ГНК, 12 - ВНК, 13 - приток не получен; дебиты: Qн - м3/сут; Qг - тыс. м3/сут.