close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Информационное письмо № 2 от 21.01.15;pdf

код для вставкиСкачать
62
Прогноз газоконденсатной характеристики залежей
по результатам бурения первых разведочных скважин
на месторождениях (на примере Ростовцевского месторождения)
ПРОГНОЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ЗАЛЕЖЕЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ БУРЕНИЯ
ПЕРВЫХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
(НА ПРИМЕРЕ РОСТОВЦЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
В.В. Островская, Г.С. Фёдорова, А.С. Ершов, М.Б. Нестеренко
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Подсчет геологических и извлекаемых запасов конденсата, а
также прогноз фазовых превращений газоконденсатных систем, происходящих в пласте и в наземном оборудовании в процессе эксплуатации месторождения, осуществляются по результатам исследования
скважин на разведочном этапе и путем лабораторного моделирования.
Комплекс лабораторных исследований сложен и многообразен.
К числу основных характеристик, которые необходимо определить или прогнозировать до начала разработки залежей относятся:
 начальное потенциальное содержание углеводородов С5+ в
пластовом газе;
 степень насыщенности залежей углеводородами С5+;
 коэффициент конденсатоотдачи на конечной стадии разработки залежей;
 коэффициент усадки конденсата;
 количество газа дегазации.
Текущими газоконденсатными характеристиками месторождений
в процессе разработки являются:
 распределение конденсата в залежи при снижении пластового
давления;
 величина потерь насыщенного и стабильного конденсата в реальных пластовых условиях;
 текущий потенциал конденсата в пластовом газе;
 выход конденсата при различных условиях сепарации;
 состав конденсата.
Указанные газоконденсатные характеристики в процессе разведки месторождения, как правило, не могут быть определены в полном
объеме по целому ряду причин. Вместе с тем наличие большого фактического материала позволило разработать методики прогноза основных газоконденсатных характеристик для подсчета геологических и
извлекаемых запасов углеводородов С5+ и проектирования разработки
Актуальные вопросы исследований пластовых систем
месторождений углеводородов. Часть I
63
месторождений, а также рекомендовать их для практического использования как достаточно достоверные.
Потенциальное содержание конденсата в пластовых газах предопределено в основном термобарическими условиями залегания газоконденсатных залежей. Причем, как показывают исследования, при
определенных пластовых условиях − давление до 35 МПа, температура
до 120 °С − повышение давления оказывает влияние как на качественную, так и на количественную стороны процесса растворения углеводородов С5+ в пластовом газе, в то время как увеличение температуры
оказывает влияние главным образом на количественную сторону этого
процесса.
Фактические материалы исследований показали, что по разрезу
неокомских отложений месторождений Западной Сибири в интервале
глубин 1800−2800 м и температур 30−77 °С наблюдается плавное увеличение углеводородов С5+ в пластовом газе – от 75 до 125 г/м3. При
дальнейшем увеличении глубин в интервале 2800−3100 м и температур 77−90 °С темп роста концентрации углеводородов С5+ резко увеличивается – от 125 г/м3 до 400 г/м3. Однако прогнозировать дальнейший рост содержания конденсата с последующим увеличением глубин
нельзя, т.к. фактические данные свидетельствуют о том, что при этом
во фракции С5+ возрастает роль аренов, имеющих худшую растворимость, чем другие группы углеводородных соединений.
Для выявления закономерностей в составе и количестве конденсата следует рассматривать влияние температуры и давления в комплексе.
На рис. 1 показана зависимость группового углеводородного состава конденсатов от термобарических условий нахождения залежей
по результатам исследования месторождений региона на газоконденсатность. Указанную зависимость можно использовать для прогноза
углеводородного состава конденсатов на перспективных площадях.
При давлениях до 10 МПа и температурах 24−40 °С арены практически отсутствуют. При пластовых давлениях до 35 МПа и температурах
до 80 °С их содержание не превышает 20 %. Залежи с высокими пластовыми давлениями и температурами характеризуются высокоароматизированными конденсатами. Повышенное содержание аренов в конденсате приводит к снижению концентрации нафтенов в последнем.
Поэтому в конденсатах при высоких давлениях (выше 30 МПа и температурах выше 80 °С) концентрация нафтенов находится на уровне
20−30 %, а при относительно низких давлениях (до 25−30 МПа) и тем-
64
Прогноз газоконденсатной характеристики залежей
по результатам бурения первых разведочных скважин
на месторождениях (на примере Ростовцевского месторождения)
пературах 50−70 оС возрастает до 60 %. В газоконденсатных залежах с
нормальными термобарическими условиями залегания (10−20 МПа и
25−40 °С) конденсат может содержать 70−80 % нафтенов. На долю алканов приходится порядка 20 %, аренов − 1−5 %.
Анализ результатов исследований более 60 газоконденсатных залежей и специально поставленные эксперименты по Западно-Сибирскому региону позволили построить обобщенные зависимости растворимости конденсатов с различным углеводородным составом (содержание аренов от 2 до 50 %, нафтенов – от 1 до 90 %) в широком диапазоне
давлений и температур: 9−50 МПа и 25−135 °С.
Рис. 1. Содержание ароматических и нафтеновых углеводородов
в конденсатах газоконденсатных залежей
при различных термобарических условиях их залегания
На рис. 2 представлена обобщенная номограмма с передвижной
шкалой по содержанию ароматических углеводородов для определения потенциального содержания конденсата в пластовом газе. Пользуясь рис. 1 и 2, можно прогнозировать групповой углеводородный состав С5+ как на перспективных структурах, так и на вновь открытых
Актуальные вопросы исследований пластовых систем
месторождений углеводородов. Часть I
65
месторождениях, где по тем или иным причинам не получено достоверной информации о газоконденсатной характеристике залежи.
Результаты исследований фазовых превращений флюидов в газоконденсатных залежах указывают на широкие пределы изменения коэффициентов конденсатоотдачи (0,29−1,0) при снижении давления.
Коэффициенты конденсатоотдачи зависят от ряда факторов.
Рис. 2. Обобщенная номограмма для определения потенциального содержания
конденсата в пластовом газе
В результате исследования фазовых превращений в пластовых
углеводородных системах Западной Сибири получена эмпирическая
66
Прогноз газоконденсатной характеристики залежей
по результатам бурения первых разведочных скважин
на месторождениях (на примере Ростовцевского месторождения)
зависимость коэффициента конденсатоотдачи от состава газа и
свойств конденсата:
α ⋅ 10-1 = 10,157 − 0,796 ⋅ С5 − 0,059 ⋅ С2 − 6,835 ⋅ 10-2 ⋅ ρк ⋅ µк +
+ 3,238 ⋅ 10-2µк / ρк + 0,464 ⋅ С3 − 0,756 ⋅ С4 +
(1)
+ 0,049С25+ − 0,0422(С2 ⋅ С4),
где С2, С3, С4, С5+ − содержание в пластовом газе этана, пропана, пентанов, % мол.; µк, ρк − молекулярный вес и плотность конденсата. Коэффициент множественной корреляции 0,8.
Имеющиеся данные по фазовым превращениям пластовых флюидов указывают на сложную связь конденсатоотдачи с групповым углеводородным составом конденсата и потенциальным содержанием углеводородов С5+ в пластовом газе.
На основе обобщения фактических материалов по данным исследования представительных проб газа и конденсата построена номограмма, позволяющая определять величину конденсатоотдачи в зависимости от группового углеводородного состава конденсатов и его содержания в пластовом газе (рис. 3).
Полученные зависимости позволяют прогнозировать конденсатоотдачу на конечной стадии разработки, оценить геологические и извлекаемые запасы конденсата, а также решить ряд вопросов на стадии технико-экономического обоснования разработки месторождений.
Рис. 3. Номограмма для определения коэффициента конденсатоотдачи
Актуальные вопросы исследований пластовых систем
месторождений углеводородов. Часть I
67
В качестве примера на основе указанных методов выполнен прогноз газоконденсатной характеристики Ростовцевского месторождения, в разрезе которого открыто 13 залежей: ПК1, ТП8, ТП13, ТП16,
ТП17, БЯ18 и НП10, НП1, НП2, НП3, НП4, НП70, НП7.
В процессе разведки не было получено достоверной информации
ни по одной из исследованных залежей (ТП8, ТП13, ТП16-17, БЯ18 и НП10).
Промысловые исследования залежей пластов ТП Ростовцевского
месторождения проведены в скв. 72 (2076−2080 м) и скв. 60 (2064−2069 м).
Данные исследований показывают, что из одного и того же интервала
(Рпл = 207 кгс/см2 и Тпл = 67 °С) выходы конденсата различаются в полтора раза (153 см3/м3 против 105 см3/м3), причем при более низком давлении сепарации и несколько более высокой температуре выход конденсата больше (табл. 1).
Таблица 1
Результаты промысловых исследований пластов ТП
Ростовцевского месторождения
Параметры
Давление забойное, кгс/см2
Давление сепарации, кгс/см2
Температура сепарации, °С
Дебит газа, тыс. м3/сут
Дебит сырого конденсата, м3/сут
Дебит стабильного конденсата, м3/сут
Выход сырого конденсата, см3/м3
Выход стабильного конденсата, см3/м3
Плотность, г/см3
№ скважины
60 (2064−2069 м)
72 (2076−2080 м)
152,0
153,1
47,2
19,5
-8,5
-6
186,5
55,3
19,5
8,5
15,0
7,2
105
153,6
80,5
130,2
0,746
0,730
По залежам пластов БЯ10 и НП10 промысловые замеры конденсатогазовых факторов отсутствуют. Наиболее полно (кроме НП10) представлены результаты физико-химических исследований конденсатов
(групповой углеводородный состав, фракционный состав и свойства
конденсатов), однако нет данных о составе пластового газа.
Полностью отсутствуют исследования по фазовому поведению
пластовых систем (давление начала конденсации пластового газа, коэффициент извлечения конденсата из недр, изменение потенциального
содержания конденсата при снижении пластового давления).
68
Прогноз газоконденсатной характеристики залежей
по результатам бурения первых разведочных скважин
на месторождениях (на примере Ростовцевского месторождения)
Таким образом, основываясь только на результатах исследования
рассматриваемых залежей, не представляется возможным дать их газоконденсатную характеристику.
Исходя из вышеизложенного, на данной стадии разведанности
рассматриваемого месторождения предлагается оценить его газоконденсатную характеристику на основе закономерностей, выявленных в
результате изучения газоконденсатных залежей Западной Сибири
(см. рис. 1), с учетом имеющейся информации по групповому углеводородному составу С5+ залежей Ростовцевского месторождения (табл. 2).
Таблица 2
Групповой углеводородный состав конденсата залежей
Ростовцевского месторождения
На конденсат, % мас.
На фракцию, % мас.
Интервал
№
перфорации,
скв.
аромат. нафтен. метанов. аромат. нафтен. метанов.
м
79
12,83
50,37
36,63
12,67
50,56
36,77
2048−2064
79
2018−2026
17,77
38,44
43,11
17,89
38,7
43,41
79
1840−1844
6,42
68,54
21,43
6,66
71,11
22,23
76
1985−1988
12,68
20,67
64,93
12,9
21,03
66,07
61
2407−2413
15,82
38,99
42,67
16,25
40,04
43,71
72
2076−2080
8,4
42,03
48,75
8,47
42,38
49,15
Как указывалось выше, для рассматриваемого региона характерна четкая зависимость группового углеводородного состава конденсата и потенциального содержания углеводородов С5+ от термобарических условий залегания залежей.
Данные табл. 2 демонстрируют весьма противоречивые результаты, что обусловлено, видимо, случайными пробами. Например, практически на одной и той же глубине содержание нафтеновых углеводородов находится в пределах 38−50 % мас. Необъяснимо содержание
нафтеновых углеводородов (21 % мас.) в интервале 1985−1988 м (скв. 76).
Поскольку проба из интервала 2076−2080 м (скв. 72) отобрана из сепаратора, то ее состав можно принять в качестве базового при оценке составов конденсата залежей БЯ18 и НП10.
Используя закономерности распределения нафтеновых углеводородов месторождений п-ова Ямал (уменьшение их содержания в со-
Актуальные вопросы исследований пластовых систем
месторождений углеводородов. Часть I
69
ставе конденсата с глубиной), для газоконденсатных залежей Ростовцевского месторождения можно принять, что на каждые 100 м глубины содержание нафтеновых углеводородов уменьшается на
2 % мас., а содержание ароматических увеличивается на 2 % мас.
Определения выполнены на усредненные давления и температуры.
Средние глубины для ТП16-17 – 2075 м, БЯ18 – 2450 м, НП10 – 2530 м.
Пластовые давления приняты равными гидростатическим. Средние
пластовые температуры определены графически: ТП16-17 − 68 °С,
БЯ18 – 77 °С, НП10 – 80 °С. Результаты расчета приведены в табл. 3.
Таким образом, использование номограмм (см. рис. 1−3) позволило оценить состав конденсата, потенциальное содержание углеводородов С5+ и КИК по залежам пластов ТП, БЯ18, НП10 и НП3.
Таблица 3
Групповой углеводородный состав, потенциальное содержание
конденсата в газоконденсатных залежах и коэффициент извлечения
конденсата из недр (КИК)
Пластовые условия
Залежь
ТП8
ТП13
ТП16-17
БЯ18
НП10
НП3
давление,
кгс/см2
184
201
208
245
253
328
температура, °С
57
63
68
77
80
87
Групповой
углеводородный
состав, % мас.
аромати- нафте- метаческие
новые новые
6
71
23
8
51
41
12
42
46
16
34
50
18
31
51
20
25
55
Содержание С5+,
г/м3
КИК
8
20
40
75
90
135
0,82
0,81
0,80
0,72
0,76
0,73
Составы пластовых газов залежей определены на основе средневзвешенного потенциального содержания углеводородов С5+ в
пластовом газе. При этом использованы данные составов свободного газа Ростовцевского месторождения с учетом содержания газовых углеводородов в пластовых газах других месторождений п-ова
Ямал. Например, на глубинах 2000 м (залежи группы ТП) содержание
этана равно 4−6 % мол., на глубине 2500 м (залежи группы БЯ) –
6−7 % мол., пропана, соответственно, 1,6−1,8 % мол. и 2,0−
2,5 % мол. Усредненные составы пластового газа приведены в табл. 4.
70
Прогноз газоконденсатной характеристики залежей
по результатам бурения первых разведочных скважин
на месторождениях (на примере Ростовцевского месторождения)
Таблица 4
Усредненный состав пластового газа залежей Ростовцевского
месторождения
Компонент
СН4
С2Н6
С3Н8
iС4Н10
nС4Н10
С5Н12
С6Н14
С7Н16
С8Н18
С9Н20
С10Н22+
N2
CO2
Сумма
C5+ , % мол.
C5+, г/м3
М (С5+)
М (С10+)
НП3
ТП18-НП01
содержание, % мол.
89,79
82,42
5,00
5,33
2,20
4,23
0,25
0,94
0,45
0,97
0,21
0,50
0,16
0,40
0,15
0,36
0,13
0,31
0,07
0,25
0,37
0,78
0,60
0,74
0,62
2,77
100,00
100,00
1,09
2,60
53,8
130
118
120
162
175
Список литературы
1. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин /
А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. − М.: Наука, 1995. −
523 с.
2. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения
пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко,
В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. – М.: Недра, 1995. − 431 с.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа