К оглавлению	УДК 553.98(571.5)
	© А.Б. Фукс. 1998

СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

А.Б. Фукс (ОАО «Компания «РУСИА Петролеум»)

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП) обладает значительными доказанными и потенциальными запасами УВ, связанными с отложениями рифей-венд-кембрия. Регион характеризуется уникальными термобарическими условиями - сочетанием аномально высоких и аномально низких пластовых давлений, низкими пластовыми температурами.

В настоящее время здесь открыт ряд месторождений, позволяющих создать новую нефтегазодобывающую базу России. В целом изученность региона невысока и при дальнейшем проведении разведочных работ возможно кратное увеличение запасов нефти и газа промышленных категорий по сравнению с имеющимися. В этих условиях большое значение имеет переход от качественных к количественным показателям прогноза нефтегазоносности. Важной частью прогноза является предсказание состава и свойств пластовых УВ-систем на основании выявленных закономерностей, установленных для конкретного региона в целом, а при достаточно хорошей изученности - и для отдельных продуктивных комплексов [1, 3].

Методы прогноза свойств и состава УВ-систем можно разделить на две группы. В первую группу входят методы математического моделирования на основе уравнений термодинамики с использованием данных о составе изучаемой системы. При этом могут применяться принцип соответственных состояний, давления схождения или уравнения состояния [2]. Ко второй группе относятся методы, основанные на математической статистике, когда, имея представительную группу экспериментальных данных, находят уравнения взаимной связи между содержанием отдельных компонентов в пластовой системе, свойствами этой системы и термобарическими условиями ее существования. Для проектирования процессов, происходящих в пластах, скважинах и промысловом оборудовании во время разработки залежей УВ, используются методы математического моделирования и уравнения взаимосвязи свойств и состава УВ-систем, полученные методами математической статистики. Некоторые из этих методов могут быть использованы для оценки запасов разведочных площадей по итогам бурения первых скважин, когда данные по свойствам дегазированных нефтей и газовых конденсатов имеются, но по каким-либо причинам невозможно провести лабораторные исследования свойств и состава пластовых УВ-систем.

Для прогнозирования запасов разведочных площадей, вводимых в бурение, и регионов в целом используются зависимости свойств и состава УВ от глубины залегания потенциально продуктивных отложений и ожидаемых пластовых давлений и температур, выявленные при статистической обработке ранее полученных данных. Повышению точности прогноза способствует близость давлений начала конденсации жидкой фазы из пластовых газоконденсатных систем и давлений насыщения пластовых нефтей газом к пластовым давлениям. Для южной части Лено-Тунгусской НГП практически во всех выявленных в настоящее время залежах имеет место такая близость давлений (Фукс Б.А., Фукс А.Б., 1984).

Свойства и состав пластовых УВ-систем тесно связаны с современными термобарическими условиями их существования. Пластовые давления и температура залежей в свою очередь зависят от глубины их залегания. Однако в пределах Лено-Тунгусской НГП эта закономерность распространена не повсеместно. Многолетнемерзлые породы большой мощности являются причиной аномально низких пластовых давлений и температур в северной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Фукс Б.А., Фукс А.Б., 1979). Границы распространения аномально низких пластовых давлений, связанных с наличием многолетнемерзлых пород, приведены на рисунке. В то же время имеют место и случаи аномально высоких пластовых давлений в межсолевых отложениях.

В связи с этим проведен поиск зависимостей состава и свойств пластовых УВ-систем от их современных термобарических условий, изменения которых в пределах региона изучены.

Основой настоящей статьи послужили результаты промысловых и лабораторных исследований, проведенных автором в ВостСибНИИГГиМСе, и частично данные, полученные во ВНИИгазе, ВНИИнефти, Гипровостокнефти. Использованы результаты исследований по месторождениям Непско-Ботуобинской, Ангаро-Ленской, Катангской и Байкитской нефтегазоносных областей (см. рисунок).

Из имеющихся материалов исключены результаты по Собинскому и Пайгинскому месторождениям Байкитской нефтегазоносной области, так как свободные и растворенные газы этих месторождений содержат до 27 % азота. Высокое содержание азота связано с преобладанием красноцветных отложений в продуктивной толще этих месторождений. Повышенное содержание азота в газе, при прочих равных условиях, ведет к снижению содержания пентанов+вышекипящих в свободном газе. При высоких концентрациях азота в растворенных газах газосодержание нефти и объемный коэффициент уменьшаются с ростом ее плотности и коэффициента вязкости в пластовых условиях.

Для Непско-Ботуобинской, Ангаро-Ленской и Байкитской нефтегазоносных областей содержание азота не превышает 7 % , что мало влияет на состав и свойства УВ-систем.

Использованы данные по свойствам пластовой нефти и растворенного газа 24 залежей 19 месторождений и по составу свободного газа 26 залежей 18 месторождений. Диапазон изменения пластовых давлений для данной выборки от 9,9 до 31,0 МПа при изменении пластовых температур от 9 до 57 °С. Объемный коэффициент пластовой нефти изменяется в пределах 1,1-1,5 при газосодержании 65-161 м³/м³ и коэффициенте вязкости от 1 до 12 мПа-с. Плотность нефти в пластовых условиях 723-828 кг/м³, а в стандартных условиях 833-875 кг/м³. Для газоконденсатных залежей региона начальное потенциальное содержание пентанов+вышекипящих изменяется от 15 до 256 г/м³ .

Основные результаты статистической обработки приведены в таблице, из которой следует, что основные свойства пластовой нефти, необходимые для прогноза (объемный коэффициент, давление насыщения нефти газом, плотность нефти в пластовых и стандартных условиях, газосодержание), имеют тесную связь с произведением пластового давления на температуру. Надежная прямая связь коэффициента вязкости пластовой нефти с термобарическими условиями отсутствует, но имеется вполне удовлетворительная полулогарифмическая связь.

Сравнительно высокое газосодержание нефти дает основание ожидать в регионе наличия значительных запасов растворенного газа. Произведен поиск связей массовых концентраций УВ-компонентов нефтерастворенных газов с пластовыми давлениями и температурами. Получена удовлетворительная степень связи массовых концентраций пропана, бутанов и пентанов+вышекипящих с пластовой температурой (см. таблицу). Связи этих же концентраций метана и этана с пластовым давлением и произведением давления на температуру менее надежные (с коэффициентами парной корреляции ниже 0,6).

Свободные газы месторождений Лено-Тунгусской НГП относятся к сравнительно жирным и содержат промышленные концентрации пентанов+вышекипящих, т.е. это газоконденсатные пластовые системы. Как указывалось, в данном регионе давления начала конденсации жидких УВ из газов близки к пластовым давлениям. При прогнозной оценке ресурсов рекомендуется принимать эту величину равной ожидаемому пластовому давлению (Фукс Б.А., Фукс А.Б., 1984).

В результате обработки выявлена связь содержания в свободных газах пентанов+вышекипящих с термобарическими характеристиками залежей (см. таблицу). Массовые концентрации метана, этана, пропана и бутанов в свободных газах надежных связей с давлением и температурой не имеют.

Для южной части Байкитской нефтегазоносной области (Катангская седловина) свойства и состав пластовых УВ-систем можно оценить как средние по Собинскому и Пайгинскому месторождениям. Для пластовой нефти получены следующие характеристики: объемный коэффициент - 1,20; газосодержание - 120 м³/т; коэффициент вязкости в пластовых условиях - 3 мПа-с. Соответственно среднее содержание УВ-компонентов в раствореннном газе следующее, г/м³: метана - 430; этана - 170; пропана - 137; бутанов - 55; пентанов+вышекипящих - 20. В свободном газе содержание, г/м³: пентанов+вышекипящих - 90, метана - 420, этана - 60, пропана - 40, бутанов - 22.

Таким образом, впервые для древнейших осадочных отложений юга Сибирской платформы получены уравнения связи свойств пластовой нефти и содержания отдельных компонентов в растворенных и свободных газах с современными термобарическими условиями существования залежей. Наличие таких связей - следствие общности процессов нефтегазообразования, формирования и существования залежей УВ в данном регионе.

Применение уравнений связи свойств пластовой нефти и содержания отдельных компонентов в растворенных и свободных газах с термобарическими условиями позволит повысить точность оценки прогнозных ресурсов УВ и отдельных их компонентов в пределах южной части Лено-Тунгусской НГП.

Литература

1. Амерханов И.М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения их параметров в зависимости от различных факторов. - Бугульма: ТатНИПИ, 1975.

2. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. - М.: Недра, 1984.

3. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем /А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. - М.: Недра, 1995.

Abstract

Statistical processing of results of studies on composition and properties of oils in place and gascondensate systems within the studied region was done. For the first time, oil in place properties, propane, butane and pentane content + higher in dissolved gas as a function of contemporary thermobaric conditions of oil and gas pools existence were obtained. Relationship between pentane content + higher in free gases was revealed. The presence of similar relationships evidences a common character of hydrocarbon pools formation and existence processes within the southern part of Siberian platform.

The above relationships are recommended to be used for prognostic estimates of resources of Lena-Tungus oil and gas province.

Таблица Связь состава и свойств пластовых УВ-систем южной части Лено-Тунгусской НГП с пластовыми давлениями и температурами

Определяемая величина, размерность	Уравнение связи*	Коэффициент корреляции	Стандарт коэффициента парной корреляции
Давление насыщения нефти газом P_s, МПа		0,922	0,033
Газосодержание пластовой нефти ГС, м³/т		0,887	0,046
Объемный коэффициент пластовой нефти b		0,830	0,080
Плотность пластовой нефти r_пл , г/см³		- 0,820	0,071
Плотность нефти в стандартных условиях r_н , г/см³		- 0,790	0,091
Коэффициент вязкости пластовой нефти m, мПа-с		- 0,820	0,112
Массовая концентрация пропана в растворенном газе М_проп , г/м³		0,696	0,118
Массовая концентрация бутанов в растворенном газе Мбут, г/м³		0,701	0,082
Массовая концентрация пентанов + вышекипящих в свободном газе Мпент, Г/м³		0,799	0,083
Массовая концентрация пентанов + вышекипящих в растворенном газе Мпент, г/м³		0,799	0,083

* В уравнениях связи пластовое давление задается в мегапаскалях, пластовая температура - в градусах Кельвина.

Рисунок СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП

Границы: 1 - Сибирской платформы, 2 - НГО, 3 - зоны распространения аномально низких пластовых давлений в терригенных отложениях; 4 - месторождения УВ; НГО: I - Байкитская, II - Катангская, III - Присаяно-Енисейская, IV - Ангаро-Ленская, V - Непско-Ботуобинская, VI - Предпатомская; месторождения: 1 - Юрубченское, 2 - Куюмбинское, 3 - Оморинское, 4 - Собинское, 5 - Пайгинское, б - Верхнечонское, 7 - Даниловское, 8 - Дулисьминское, 9 - Ярактинское, 10 - Марковское, 11 - Ковыктинское, 12 - Братское, 13 - Шамановское, 14 - Мирненское, 15 - Маччобинское, 16 - Иреляхское, 17 - Северо-Нелбинское, 18 - Нелбинское, 19 - Бес-Юряхское, 20 - Иктехское, 21 - Вилюйско-Джербинское, 22 - Верхневилючанское, 23 - Тас-Юряхское, 24 - Среднеботуобинское, 25 - Чаяндинское, 26 - Тымпучиканское, 27 – Талаканское