К оглавлению

УДК 622.276(470.46)

Особенности состояния системы залежь - контурные воды для Астраханского месторождения

В.И. ЛАПШИН, И.И. ВОРОНИН, В.Ф. ЛАКТЮШИНА (ПО НВНИИГГ)

Гидрохимическая характеристика пластовых вод Астраханского серогазоконденсатного месторождения (АСГКМ) базируется на результатах исследований, проведенных сотрудниками Прикаспийского отделения НВНИИГГ на различных этапах его освоения как в контуре залежи (скв. 5, 8, 25, 12, 37, 27, 51 Астраханские), так и за ее пределами (скв. 1 Астраханская, 1 Долгожданная, 2 Светлошаринская).

По данным проведенных работ, газонасыщенность пластовых вод изменяется от 7.7 до 58,5 м3/м3 (табл. 1). Изучение полученного материала показало различную его представительность. Так, водоносные объекты с высокой газонасыщенностью (58,5-34,1 м3/м3) относятся к переходным зонам газ - вода, объекты же с низкой газонасыщенностью (7,7-13 м3/м3) были опробованы с некоторыми нарушениями технологии, причем для наиболее достоверно опробованных газонасыщенность оказалась около 20 м3/м3. Компонентный состав газов представлен в основном (-80 %) кислыми, из них сероводород составляет 50, углекислый газ - 30, остальная часть (~20 %) представлена метаном и другими элементами.

Оценка возможного влияния водорастворениых газов, а также особенностей состояния системы залежь-вода, прогноз возможной направленности обменных процессов, которые будут происходить тут при снижении давления, представляют большой интерес как в научном, так и практическом плане в связи с разработкой месторождения.

Согласно недавним представлениям [3, 4], в пластовой воде АСГКМ может раствориться с учетом давления, температуры, минерализации около 415 м3/м3 сероводорода.

А.Ю. Намиотом [1] на основе имеющихся экспериментальных данных была сделана оценка газонасыщенности пластовой воды, которая составила 103 м3/м3, из них сероводорода - 90, углекислого газа - 10, метана - 3.

В вышеупомянутых работах содержание компонентов в пластовой воде, находящейся в равновесии со свободным газом, базировалось на константах равновесия газ - вода, рассчитанных для условий, когда концентрация сероводорода не превышала 10 %. Определение констант при более высоких содержаниях сероводорода и при более жестких термобарических условиях проводилось с помощью экстраполяции. Расчетная газонасыщенность (соответственно 415 и 103 м3/м3) значительно превосходит фактическую (17,5). Кроме того, отмечались факты приуроченности повышенных концентраций сероводорода к основным зонам газонакопления и большие его упругости в залежах по сравнению с подошвенными водами на других месторождениях. Исходя из этого исследователями [1 - 4] сделан вывод об отсутствии в пределах АСГКМ равновесия между залежью и пластовыми водами и значительной недонасыщенности последних сероводородом.

На основе новых экспериментальных данных, учитывающих высокие содержания сероводорода, жесткие термобарические условия, минерализацию вод, были устранены неточности, допущенные в предыдущих работах. Скорректированные расчеты показали, что в пластовой воде, находящейся в равновесии с газом, может раствориться около 20 м3/м3 газа; по компонентам это составит: сероводорода около 60, углекислого газа около 30, метана 10 %. При этом растворимость сероводорода в воде с минерализацией 100 г/л составляет, по А.И. Чистовскому, 0,6 растворимости в пресной воде.

Сравнивая результаты гидрогеологических исследований газонасыщенности пластовых вод и расчетные газосодержания для случая равновесия газа и воды, можно предположительно оценить особенность состояния системы залежь - вода для АСГКМ (табл. 2).

Уточненная расчетная газонасыщенность практически соответствует фактической, т. е. система залежь - вода АСГКМ находится в состоянии, близком к равновесному. Некоторое несоответствие в содержании сероводорода и метана может быть объяснено, с одной стороны, погрешностями расчета, составляющими 10-12%, с другой - сложностью определения сероводорода при промысловых исследованиях.

Наряду с оценкой фазового состояния не менее важно определить направленность обменных процессов, которые будут проходить на границе системы залежь - вода. Водорастворенные газы, в значительных объемах растворенные в пластовых водах, при снижении давления в процессе разработки могут изменить технологическую картину добываемого газа.

Особенности изменения состава газа в процессе разработки будут определяться ресурсами водорастворенных газов, особенностями фазового равновесия, перепадами парциальных давлений в залежи и пластовых водах, а также различной растворимостью отдельных компонентов.

Ресурсы водорастворенных газов определялись по методике В.Н. Корценштейна с учетом пористости, площадей развития водоносных комплексов в пределах Астраханского месторождения, эффективных водонасыщенных мощностей и газонасыщенности.

Подсчеты показали, что ресурсы водорастворенных газов в первом водоносном пласте, подстилающем залежь, на два порядка меньше ресурсов последней, поэтому на состав добываемой продукции водорастворенные газы значительного влияния оказывать не будут.

Приведенный материал позволяет также предположить, что в процессе разработки залежи при снижении давления из пластовых вод в первую очередь будет выделяться метан, поскольку большие различия (30-40 раз) растворимости углеводородных и кислых компонентов значительно выше перепадов парциального давления этих компонентов в залежи и пластовых водах.

Таким образом, авторами существенно уточнены представления о состоянии системы залежь - вода для Астраханского месторождения, характере газонасыщенности пластовых вод, включая отдельные компоненты, оценены ресурсы водорастворенных газов и возможное поведение их в процессе разработки залежи.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Гидрогеологические особенности карбонатного резервуара Астраханского газоконденсатного месторождения /Н.И. Воронин, Е.И. Бенько, В.Ф. Лактюшина, Л.А. Анисимов //Геология нефти и газа - 1986 - № 7 - С. 58-60.
  2. Гидрогеологические условия подсолевых отложений Астраханского свода /А.С. Зингер, В.Г. Грушевой, Н.И. Воронин, Л.А. Катаева // Геология нефти и газа - 1979 -№ 5 - С. 31-36.
  3. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Нефтегазопоисковая гидрогеология. - М.: Недра. - 1982.
  4. Зорькин Л.М, Старобинец И.С., Стадник Е.В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. - М.: Недра. - 1984.

Abstract

New data on actual content of water dissolved gases are given. Comparision with calculated data shows their great closeness The conclusion is drawn about insignificant influence of these gases on the extracted production content because of their little resources.

 

Таблица 1. Газонасыщенность и компонентный состав водорастворенных газов Астраханского месторождения

Номер скважины

Интервал, м

Газонасыщенность, м3/м3

Состав газа, %

СН4

C2H6

C3H10

С4H10

С5+В

N2

CO2

H2S

H2

Наиболее достоверные объекты

25

4085-4076

Не опр.

14,10

0.61

0,18

0,06

0,02

0.53

29

55,5

Не опр.

12

4090-4078

19.6

24,06

0,35

0,08

0,0

0,09

4.82

26,9

43.7

0.0

1 Д

4410-4228

Не опр.

9,34

5,48

9,98

Не опр.

Не опр.

Не опр.

19.4

55,5

0,3

4298-4285

Не опр.

22,3

0,6

2,0

Не опр.

Не опр.

Не опр.

27.8

47,3

Не опр.

Объекты переходных зон

45

4087-4057

58,5

45,6

3,36

1,46

0,95

0,52

2,18

14,73

31.0

0,2

27

4084 - 40

34,1

24,85

0,56

0,33

0,11

0,16

0,09

33.4

40.5

Не опр.

Объекты, опробованные с нарушением технологии

8

4137- 4123

7.7

15,49

0,38

0.07

0,05

0,02

1,09

33,8

48,44

0,66

51

4424- 4412

13,0

19,8

0,87

0 ,07

Сл.

 

3,61

31,2

44,45

Не опр.

Примечание. Площади: Д - Долгожданная, С - Светлошаринская.

Таблица 2 Сравнение расчетного и фактического газосодержания водорастворенных газов

Источник информации

Газовый фактор, м3/м3

Компонентный состав, %

CH4

H2S

СО2

Гидрогеологические исследования ПО НВНИИГГ

~ 20,0

20

50

30

Расчетные данные (по А.Ю. Намиоту)

~ 20,0

10

60

30