К оглавлению

УДК 553.98:552.14

Определение типов углеводородных месторождений

Ю.П. КОРОТАЕВ, С.Л. КРИТСКАЯ (МИНХиГП)

Ресурсы газа Советского Союза сосредоточены в основном в газоконденсатных месторождениях, которые бывают с нефтяной оторочкой и без нее. Нефтяные оторочки, так же как и газовые и газоконденсатные шапки нефтяных месторождений могут иметь промышленное значение. Правильная оценка типа залежи на раннем этапе исследования дает возможность выбрать наиболее рациональный способ ее разработки и планировать доразведку.

Термодинамические исследования продукции скважин со сложным углеводородным составом не всегда позволяют определить тип залежи. Особенно это относится к глубокозалегающим горизонтам, в которых часто отмечаются АВПД. Под АВПД обычно понимается давление в пласте, превышающее условное гидростатическое примерно на 30 % и более, т. е. коэффициент аномальности при этом равен или выше 1,3.

Способы прогнозной оценки типа залежи по косвенным признакам, характеризующим состав газа и конденсата, пока не могут быть применены для всего многообразия углеводородных месторождений. Наиболее изученными в этом отношении являются вопросы прогнозной оценки газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений. Первая классификация углеводородных месторождений различных видов по параметрам, характеризующим состав пластового газа, принадлежит авторам работы [1].

Однако, как показал опыт ее применения, наиболее верно определяются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи, и менее точно - газонефтяные, а также залежи с аномальными свойствами и составом продуктивного пласта.

В данной работе изучалась возможность оценки типа углеводородных залежей по составу пластового газа для месторождений, имеющих газовые и жидкие фазы, а по параметрам пластовой смеси (точнее, растворенного в нефти газа) - для месторождений легкой и средней (по плотности) нефти. При этом учитывались результаты более ранних исследований.

При подборе данных по составу и свойствам пластовых газов, в отличие от работ [1, 2], исходный массив по параметрам насыщенного УВ пласта составлялся таким образом, чтобы он более всего включал месторождения, имеющие в своем составе нефть, газ и конденсат, а также глубокозалегающие продуктивные горизонты, имеющие АВПД (всего исследовано 40 месторождений).

Изучались следующие типы углеводородных залежей (месторождений): средней нефти (СН), легкой нефти (ЛН), нефтяные с газовой шапкой (ГН), нефтяные с газоконденсатной шапкой или нефтегазоконденсатные (НГК), газоконденсатные с нефтяной оторочкой или газоконденсатные (ГКН), газоконденсатные без нефтяной оторочки (ГК), а также имеющие АВПД.

Выбор наиболее информативных факторов осуществлялся методом, аналогичным изложенному в работе [2], с той разницей, что значимость факторов определялась не только при разделении объектов в целом, но и для граничащих классов в отдельности, поскольку проверка показала, что информативность параметров пластового газа и его свойств для разных областей неравнозначна. Например, соотношение этана и пропана в пластовом газе наиболее значимо для разделения на классы нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений. Для других углеводородных залежей оно менее эффективно.

В связи с этим при классификации залежей принималось компромиссное решение, т. е. выбирали такое сочетание наиболее информативных признаков, по которому можно оптимально разделить все углеводородные месторождения на максимальное число объектов. В то же время для уточнения классификационной принадлежности исследуемых пластовых смесей в отдельных подгруппах использовались факторы, обладающие наибольшей информацией только для этих подгрупп.

Кроме факторов, изученных ранее [2], для определения типа залежи по составу и свойствам пластового газа с помощью ассоциативного анализа были выделены следующие наиболее информативные признаки:

где pпл - начальное пластовое давление, МПа.

Задача классификации углеводородных месторождений решалась методом главных компонент с нормированием исходных значений исследуемых факторов [2]. Наиболее информативными для получения оптимальной классификации углеводородных месторождений всех перечисленных видов оказались следующие факторы:

Собственная матрица S при этом имеет вид:

Величины главных компонент получают путем умножения собственной матрицы S на нормированные значения X исходной выборки. Например, выражение для первой главной компоненты Z₁ следующее:

Где - нормированные значения исходных X.

Максимальные и минимальные значения параметров X для расчета нормированных значенийпредставлены в таблице.

По главным компонентам Z₁ и Z₂ изученные месторождения разделены на пять классов.

Скопления средней нефти располагаются в области: Z₁ =-1,699- -1,690 (21 месторождение), а легкой - в области Z₁ = -1,68 - -1,67. Три месторождения граничат с нефтегазоконденсатными, два месторождения средней нефти попали в область Z₁ = -1,68, однако, по количеству метана в пластовой смеси (СН₄=47,6; СН₄=44,3) их можно отнести к области легких нефтей.

Газонефтяные месторождения находятся в области месторождений легких нефтей и переходной зоны к нефтегазоконденсатным залежам. Остальные три области - НГК, ГНК, ГК - представлены на рис. 1.

Как следует из этого рисунка, а также исходя из значений Z₁ указанных выше, предлагаемая классификация вполне определенно разделяет месторождения на пять классов. По величине Z₂, содержащей значительно меньшую долю дисперсии, чем величина Z₁ разделения на подклассы не происходит. Ориентироваться надо в основном по данным главной компоненты (см. рис. 1).

Для определения типа залежи (легкая нефть или нефтяное месторождение с газовой шапкой) было подобрано сочетание критериев С₂Н₆/С₃Н₈ и СН₄/10С₄Н₁₀ (рис. 2). По значениям СН₄/10С₄Н₁₀=2 и С₂Н₆/С₃Н₈= 1,8 можно выделить названные типы.

Контролировать разделение месторождений легкой нефти и нефтегазоконденсатных можно по сочетанию фактора Ф с главной компонентой Z₁ (рис. 3). Проверка надежности отделения нефтегазоконденсатной области от области средней и легкой нефти осуществлена по данным исследования составов и свойств пластовой смеси более 60 залежей.

Переходная область между нефтяными месторождениями с газоконденсатной шапкой и газоконденсатными с нефтяной оторочкой невелика. Все месторождения, попавшие в нее, необходимо исследовать дополнительно, так как это, как правило, газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой значительных размеров или нефтяные залежи с газоконденсатной промышленной шапкой.

Таким образом, предлагаемая классификация по минимальной информации - составу пластового газа и значениям начального пластового давления - позволяет определять с достаточной степенью надежности все существующие типы углеводородных скоплений, в том числе и в глубокозалегающих пластах с аномально высокими и повышенными пластовыми давлениями.

При прогнозной оценке типа углеводородного месторождения по предлагаемой методике необходимо учитывать следующие обстоятельства.

Все исследуемые составы пластовых газов, пластовые давления, используемые в настоящей работе, определялись по стандартной методике ВНИИГаза. С целью большей надежности отделения залежей легких нефтей от нефтегазоконденсатных нужно сочетать составы пластовых и сепарационных проб.

В настоящей классификации недостаточно учтен опыт разработки месторождений, отличающихся аномальными составами пластовых смесей и сильной неравновесностью фазового состояния пластовой смеси, это объясняется малым числом таких месторождений в Советском Союзе. Подобные скопления УВ необходимо тщательно исследовать до процесса разработки, так как они могут содержать промышленные объемы «нестандартных» элементов (например, на Аккумском месторождении до 10 % серы, на Астраханском более 20 % сероводорода) или, вопреки общим закономерностям, - нефтяные оторочки (Федоровское месторождение с «сухим» пластовым газом имеет нефтяную оторочку из-за состояния сильной неравновесности).

Учет вышеназванных обстоятельств и сочетание предлагаемой методики прогнозной оценки типа углеводородных месторождений с распределением залежей по найденному фактору Ф [1] показывают на примере почти 280 месторождений Советского Союза надежность такой оценки для широкого применения на раннем этапе исследования и разработки новых месторождений.

Предлагаемая методика определения типа залежи на стадии изучения состава и свойств насыщающих ее УВ позволит более надежно обосновывать дальнейшие геологические исследования и способ опытной промышленной эксплуатации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Классификация газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений по составу пластовой смеси. - Газовая пром-сть, 1974, № 9, с. 23-25.

2. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях. - Геология нефти и газа, 1974, № 12, с. 36-40.

Поступила 19/III 1982 г.

Таблица

Факторы	Xmin	Xmax
10 Рпл/С5Н12+высш.	1,71	1417,3
Ф	0,87	292,45
А	0,0899	245,7

Рис. 1. Распределение углеводородных залежей по главным компонентам Z₁ и Z₂.

Месторождения: 1 - нефтяные с газовой шапкой, 2 - нефтегазоконденсатные, 3 - газоконденсатные с нефтяной оторочкой, 4 - то же, без нефтяной оторочки, 5 - то же, с нефтяной оторочкой, с АВПД, 6 - то же, без нефтяной оторочки, с АВПД

Рис. 2. Распределение углеводородных залежей по факторам C₁/10C₄ и С₂/С₃.

Месторождения нефти: 1 - средней, 2 - легкой, 3 - с газоконденсатной шапкой

Рис. 3. Распределение углеводородных залежей по фактору Ф и Z₁.

Месторождения нефти: 1 - средней, 2 - легкой, 3 - с газовой шапкой