|
К оглавлению
|
УДК
553.981/982(574.1)+536.42
|
|
|
© В.Ф. Перепеличенко, А.С. Ровенская, 1991
|
Прогноз
фазового состояния УВ на глубинах более 5000 м месторождения Тенгиз
В.Ф. ПЕРЕПЕЛИЧЕНКО (ВолгоградНИПИнефть), А.С. РОВЕНСКАЯ (ИГиРГИ)
Прикаспийская НГП является регионом, где увеличение
промышленных ресурсов УВ в основном связано с освоением глубокопогруженных
горизонтов, перспективность которых подтверждена открытием залежей УВ.
Дальнейшее наращивание запасов нефти, газа и конденсата будет осуществляться на
глубинах 5-7 км. От достоверности прогноза фазового состояния УВ зависит выбор
методики и правильного направления геологоразведочных работ.
В настоящее время в пределах этого региона открыты три
уникальных по запасам месторождения, характеризующиеся различным геологическим
строением и фазовым состоянием УВ. Здесь выявлено три типа УВ-систем: нефтяная
(Тенгиз), нефтегазоконденсатная (Карачаганак), газоконденсатная (Астраханское).
Они имеют ряд специфических особенностей: наличие большого этажа
продуктивности, высокие пластовые давления и температуры, сложный состав
пластового газа (сероводород, углекислый газ, азот, C5+высш.). Основным нефтегазоносным комплексом, с
которым связана основная доля ресурсов УВ, является нижне-среднекаменноугольный
преимущественно карбонатный, содержащий больше половины ресурсов (рис. 1). Покрышкой служат глинисто-карбонатные породы
подсолевой нижнепермской и кунгурской соленосной толщи (Астраханское,
Тенгизское месторождения) и кунгурской соленосной толщи, когда нижнепермские
подсолевые породы входят в состав резервуаров (Карачаганак).
Проблема прогнозирования фазового состояния УВ
неразрывно связана с установлением фазово-генетической зональности УВ-систем
(вертикальной и пространственной).
Распределение залежей УВ различного фазового состояния
на больших глубинах подчиняется первичной генетической зональности,
обусловленной соотношением масштабов генерации газообразных и жидких УВ.
Генерация тех или иных УВ зависит от фациальной принадлежности
нефтегазопроизводящих отложений, определяющих тип, особенности,
микрокомпонентный состав, количественное содержание исходного ОВ, а также от
степени катагенеза ОВ, обусловленной геотермическим режимом недр.
Нижне-среднекаменноугольный комплекс охватывает
отложения верхневизейского подъяруса, серпуховского и башкирского ярусов. Он
сложен известняками, доломитами, мергелями. Среди известняков распространены
биоморфно-детритовые разности, обогащенные фераминиферами, водорослями,
остракодами, брахиоподами, что предопределило исключительно сапропелевый состав
ОВ. Содержание Сорг-2-4 %.
Изучение состава и степени катагенеза ОВ карбонатных
пород каменноугольного и нижнепермского возраста в разрезах месторождений
Прикаспийской впадины, выполненное по показателю преломления микрокомпонентов
сапропелевого ОВ, показало исключительно сапропелевый состав ОВ (альгинит,
коллоальгинит, 100 %) и широкий диапазон изменения стадий катагенеза от МК2
(Кенкияк) до МК4 - МК5 (Тенгиз, Астраханское). При этом
стадия МК2 характерна для восточной Кенкияк-Жанажольской бортовой
зоны, МК5 - для южной Астраханской зоны поднятий. В районе
Тенгизского месторождения степень катагенеза МК4 (рис.
2).
Современный температурный режим подсолевых отложений
Прикаспийской НГП характеризуется аналогичной закономерностью: при широком
диапазоне изменения пластовых температур (от 50 до 200 °С и выше) наиболее
низкие температуры имеют отложения восточных бортовых зон впадины
(Кенкияк-Жаркамысский выступ и Биикжальская зона поднятий), высокие - южных
бортовых зон (Астраханская зона поднятий, рис. 3).
Анализ особенностей геологического развития
Прикаспийской впадины в постпалеозойское время позволяет достаточно однозначно
считать, что современные пластовые температуры, характеризующие палеозойскую
часть разреза, за период геологической истории региона претерпели значительное
снижение. Сравнение максимальных палеотемператур, соответствующих степени
катагенеза ОВ, с современными пластовыми температурами показало, что последние
ниже максимальных палеотемператур (около 60-70 °С).
Выявленная высокая информативность геохимических
показателей на основе изучения индивидуального УВ-состава бензиновой фракции и
фракции высших алканов, газового состава нефтей и конденсатов позволила
диагностировать зоны различного фазового состояния. Наиболее информативными
фазово-генетическими показателями являются УВ-соотношения: 2 МГп/3МГп, ЦГ/ЦП,
(М + П)ксилол/этилбензол, i-С19/i-С20; i-C19/n-C17;
i-С20/n-С18;
С2/С3+высш; i-С4/n-С4; i-С5/n-С5.
В комплексе с типом формаций, стадиями катагенеза
фазово-генетические показатели позволили диагностировать зоны различного
фазового состояния УВ и определить положение УВ-систем в ряду вертикальной
зональности (табл. 1).
Легкие (0,801 г/см3), газонасыщенные (470-608
м3/г), высокой степени зрелости нефти Тенгизского месторождения
связаны не с основной зоной нефтеобразования, а с нижней,
нефтегазоконденсатной, расположенной ниже ГЗН и характеризующейся высокой
газонасыщенностью нефтей, физико-химическими свойствами и
индивидуальным составом, близкими к переходным нефтегазоконденсатным системам.
Индивидуальный состав бензиновой фракции нефтей Тенгизского месторождения, не
отличающихся от нефтей и конденсатов Карачаганакского месторождения (рис. 4), свидетельствует о генетическом единстве У В этих
систем, их приуроченности к одной фазово-генетической зоне. Газоконденсатные
системы этой зоны являются «вторичными», производными нефтяных УВ-систем, о чем
свидетельствует близость химического состава и концентраций отдельных
компонентов.
В целях определения генезиса нефти и особенностей
формирования месторождения Тенгиз изучен изотопный состав нефтей и ОВ в
интервале глубин 3900-5400 м. Измерение изотопного состава выполнено в
ЗапСибНИГНИ масс-спектрометром МИ-1305. Результаты исследования приведены в табл. 2.
Близкие, практически равные значения изотопного
состава углерода ОВ и нефтей в интервале глубин продуктивной части разреза
свидетельствуют о генетической связи нефтей Тенгизского месторождения с ОВ
сапропелевого типа коксовой стадии катагенеза, т. е. о сингенетичности нефтей и
отсутствии вертикальной миграции при формировании месторождений. Метановые
нефти Тенгизского месторождения характеризуются одинаковыми физико-химическими
свойствами, равными абсолютными значениями концентраций индивидуальных
компонентов бензиновой фракции и фракции высших алканов и растворенных газов,
что позволяет судить о едином источнике их генерации (рис. 5).
Тенгизское месторождение представляет собой массивную
карбонатную залежь среднего и нижнего карбона и верхнего девона. Положение ВНК
не определено. Этаж нефтенасыщения превышает 1600 м. Пластовое давление
изменяется по разрезу от 83 до 91 МПа, газовый фактор от 300 до 600
м3/т. Исследования В.Ф. Перепеличенко (1988 г.) позволяют сделать
вывод об изменении состава и свойств пластовой смеси по площади, а также по
разрезу залежи. Теоретическая фазовая диаграмма УВ, составу которого
соответствует продукция скв. 17 в предположении, что 32 % пор пласта-коллектора
занято связанной водой, приведена на рис. 6.
Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод,
что пластовое давление по всему разрезу значительно превышает величину,
соответствующую кипению смеси. Величина давления кипения несколько возрастает
при увеличении доли контактирующей воды. В области III, соответствующей
начальным пластовым условиям, сосуществуют две жидкости (нефть+вода). В области
I ниже давления кипения будут сосуществовать три фазы (нефть+вода+пары нефти и воды). В области
II отмечены две фазы (нефть+пары нефти и воды). При
дальнейшем повышении температуры свыше 280 °С вся система переходит в пар.
Заметим, что на рис. 1 для всех перечисленных областей компонентный состав
сырья остается неизменным, меняется лишь термобарическая обстановка. В
стандартных же условиях состав сырья всех перечисленных областей будет
совершенно идентичен.
Согласно нашим исследованиям, в пластовых условиях 1
кг нефти Тенгизского месторождения растворяет до 15 г воды. При снижении
давления растворимость воды и нефти будет слабо возрастать, уменьшая тем самым
величину связанной водонасыщенности. Таким образом, с самого начала разработки в
продукции скважин Тенгизского месторождения будет содержаться 1,5-2 % воды.
Количество растворенного в связанной воде сероводорода в начальных пластовых
условиях достигает 4 л/кг. При снижении пластового давления сероводород будет
частично переходить в нефть с увеличением содержания в продукции скважин.
Для паровой фазы УВ (область IV) характерно увеличение
содержания растворенной воды на порядок, а сероводорода в водной фазе в 2 раза.
Предполагая единый источник генерации сырья
Тенгизской, Карачаганакской и Астраханской залежей, определили их средний
суммарный компонентный состав. В табл. 3 приведен
компонентный состав сырья искомого источника генерации по отдельным скважинам
перечисленных залежей. По расчетным данным, содержание УВ С5+высш. для полученной смеси
составит 782 т/м3, газовый фактор - 1278 м3/т. (см. рис. 6). Критические давления и температура смеси составят 30
МПа и 160 0С соответственно.
Для глубин 7-10 км при пластовых давлениях 85-120 МПа
и температурах 150-250 °С можно ожидать наличия как нефтяных, так и
газоконденсатных залежей. УВ таких залежей будут находиться в недонасыщенном
состоянии вблизи критических температур: при снижении давления насыщения будет
происходить очень резкое разделение пластовой смеси на примерно равные по массе
жидкую и газовую фазы. Вследствие этого прирост компонентоотдачи на стадии
разработки ниже давления насыщения незначителен.
Кислые компоненты (H2S,
СO2) снижают давление насыщения. Для
различных начальных давлений и температур компонентоотдача залежей
рассматриваемого состава изменяется от 20 до 40 % и тем выше, чем больше
начальные значения пластовых давлений и температур. Так, для Тенгизской залежи
суммарная компонентоотдача на режиме фонтанирования эксплуатационных скважин до
давления насыщения составит около 15 %.
Следует отметить также, что определенная по
результатам исследований керна остаточная водонасыщенность может оказаться значительно
выше, чем в пластовых условиях. Так, для температур, превышающих температуры
нулевого содержания водной фазы, связанной воды совсем не будет. При подъеме же
керна на дневную поверхность связанная вода образуется путем выделения ее из
сырья. Заметим, что чем меньше остаточная водонасыщенность, тем ниже
температура, определяющая нулевое содержание водной фазы. Полученные результаты
могут быть использованы при подсчете запасов, а также при выборе системы
разработки месторождения.
Установление положения Тенгизского месторождения в
ряду вертикальной фазово-генетической зональности УВ-систем Прикаспийской НГП
позволило прогнозировать фазовое состояние УВ на больших глубинах (6-7 км).
Генетическая принадлежность Тенгизского месторождения
к нижней переходной зоне позволяет предположить, что в глубокопогруженных
горизонтах могут встречаться нефтегазоконденсатные и газоконденсатные системы с
высоким содержанием конденсата.
Высокие концентрации кислых компонентов, характерные
для УВ-систем Прикаспийской впадины, из-за высокой растворимости в них жидких
УВ оказывают существенное влияние на снижение величины параметров фазового
перехода и концентрации газового и газоконденсатного факторов. Это и является
причиной того, что давление фазового перехода в этой системе происходит при
более низких температуре и давлении и характеризуется относительно низким
конденсатосодержанием.
Различие газового состава по объему залежи,
определяющее соотношение жидкой и газообразной фазы, при одинаковом пластовом
давлении обусловливает сложную конфигурацию пространственного положения ГНК в
залежи на больших глубинах (рис. 7). Поэтому изучение
углеводородной и неуглеводородной составляющих газовой смеси, комплексирование
с ними материалов по промысловым и лабораторным исследованиям газоконденсатных
смесей (р - давление начала конденсации, Тнк - температура начала
конденсации и др.) позволяют построить объемные модели распределения типов
УВ-систем и установить положение как по разрезу, так и по площади пространственного
распределения одно- и двухфазных систем.
Таким образом, для Прикаспийской НГП на больших
глубинах наиболее характерны зоны развития нефтегазоконденсатных,
газоконденсатных и газовых систем; возможно обнаружение различного типа
залежей, контролируемых взаиморастворимостью жидких и газообразных УВ при
различных PVT. Могут быть обнаружены как «первичные», так и
«вторичные» газоконденсатные системы (образование последних связано с нефтяными
системами), а также системы, характеризующиеся областью фазового перехода,
имеющей сложное строение, где отсутствует четкая граница, разделяющая УВ
различного фазового состояния.
Abstract
In experimental investigations, the forecast of
hydrocarbon phase state at the great depths of the Tengiz oil field has been
made and the position of oil system within the phase-genetic range of the
vertical zonation of hydrocarbons from the Precaspian area has been determined
from a series of geological and geochemical indices (composition and the degree
of catagenesis of organic matter, carbon isotopic composition of oil,
individual composition of light and heavy fractions of hydrocarbons, etc).
Рис. 1. Месторождения
УВ Прикаспийской НГП:
а - Тенгиз; б -
Карачаганак, в - Астраханское. 1 - скважины; 2 - нефть; 3 - газоконденсат; 4 -
изогипсы по кровле среднего карбона (а), по отражающему горизонту S (П1)
(б) и по кровле башкирского яруса (в); 5 - контур нефтегазоносности; 6 - линия
выклинивания отложений
Рис. 2. Карта
прогноза стадий катагенеза подсолевых отложений Прикаспийской НГП на срезе -
5000 м.
Стадии катагенеза: 1 – МК2 (газовая), 2 - МК3 (жирная), 3 - МК4 (коксовая);
месторождения: 4 - нефтяное, 5 - газоконденсатное, 6 - нефтегазоконденсатное;
границы: 7 - Прикаспийской НГП, 8 - НГО; 9 - разломы. Месторождения: I - Карачаганак. II - Кенкияк, III - Тенгиз, IV - Астраханское
Рис. 3. Карта
распределения современных температур подсолевых отложений Прикаспийской НГП.
Границы зон современных
температур (°С): 1 - <60, 2 - 60-80, 3 - 80-100, 4 - 100-120, 5 - 120-140, 6
- 140- 160, 7 - <160. Месторождения: 8 - нефтяное, 9- нефтегазоконденсатное,
10 - газоконденсатное; 1 - Карачаганак, II - Кенкияк, 111 -
Тенгиз, IV - Астраханское
Рис. 4.
Компонентный состав бензиновой фракции конденсата (1) и
пластовой смеси (2) Карачаганака и пластовой нефти Тенгиза
Рис. 5. Хроматограмма
насыщенных УВ (н. к.- 200 °С) Тенгизского месторождения
Рис. 6.
Фазовая диаграмма системы нефть - вода (при содержании связанной воды 32 %) (а)
и фазовое состояние на глубине 7- 10 км (б).
Области: I - трехфазная (вода - нефть - газ), II - двухфазная (нефть - газ), III - двухфазная (вода - нефть и вода - газ), IV - однофазная
газовая; С - критическая точка; 1 - граница фаз; линия равного объемного
содержания: 2 - нефтяной фазы, 3 - водной фазы; 4 - линия равного массового
содержания водной фазы
Рис. 7. Схема
опробования приконтактной зоны месторождения Карачаганак:
1 - газоконденсат, 2 -
нефть, 3 - зоны неопределенности, 4 - условный ГНК
