|
|
|
|
УДК 553981 6001 18(571 1) |
© Коллектив авторов, 1990 |
Прогноз содержания конденсата нефтегазоносных комплексов Западной Сибири
Н.Н. НЕМЧЕНКО, Г.А. КРАМАРЕНКО, В.В. ШИРКАЛИН, Ж.В. БЕРЛИЗЕВА(ВНИГНИ)
При выборе наиболее перспективных направлений поисково-разведочных работ на юрский и нижнемеловой комплексы важным является проведение достоверного прогноза содержания конденсата и оценки его потенциальных ресурсов. Прогноз содержания конденсата для равновесных систем (Рн
к =РПЛ), как правило, проводится по разработанной номограмме [1], устанавливающей связь между содержанием конденсата, давлением начала конденсации и пластовой температурой. Используемая для прогноза номограмма была рассчитана в основном по материалам исследования на газоконденсатность залежей Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО.По этим данным оценивалось содержание конденсата нефтегазоносных комплексов (НГК) для подсчета потенциальных ресурсов газа и конденсата Западной Сибири в 1980 и 1984 гг. При этом не учитывалась дифференциация термобарических условий недр, состава пластовых газоконденсатных систем по НГК. Однако в последние годы, кроме теоретического обоснования [2], появились сведения пока по единичным залежам, указывающие на существование в глубоких горизонтах юры и нижнего мела недонасыщенных
газоконденсатных систем с высоким содержанием конденсата.При проведении оценки конденсатного фактора и ресурсов конденсата (подсчет 1988 г.) был проанализирован весь накопленный к настоящему времени фактический материал по состоянию на 1.01.1988 г. Проведен анализ условий промысловых исследований газоконденсатных объектов в разведочных скважинах, в результате чего стало возможным создание массива данных, отвечающих требованиям изучения газожидкостных УВ-систем.
При сопоставлении величины конденсатосодержания по данным исследования со значениями, полученными по номограмме, была установлена ограниченность использования ее для арктических районов Западной Сибири. Средняя квадратическая погрешность конденсатосодержания по номограмме для Ямальской НГО составила
120 г/м3, что исключает возможность применения ее для этого района. Так как применение номограммы для арктических районов и глубоких горизонтов севера Западно-Сибирской НГП не представляется возможным, был предложен способ оценки конденсатного фактора по массивам данных, включающий регрессионный анализ на ЭВМ, который позволил установить наличие корреляционной связи между термобарическими условиями недр и физико-химическими параметрами пластовых газоконденсатных систем.Для количественного прогноза была поставлена задача использования наиболее информативных и дифференцированных как по площади, так и по разрезу показателей, отражающих процессы формирования газоконденсатных залежей.
Анализ УВ-состава конденсатов месторождений севера Западной Сибири позволяет выделить среди них два типа, различающихся по групповому составу (фракция н. к.– 300 °С). К первому относятся конденсаты нафтенового состава (более 60 %), ко второму – метано-нафтенового (метановых 55–60, нафтеновых до 20–30 %).
Отчетливо прослеживается и приуроченность выделенных типов конденсатов к определенным пластам меловых и юрских отложений. Нафтеновыми конденсатами характеризуются залежи в отложениях ханты-мансийской и танопчинской свит в Ямальской НГО. В отложениях последней они приурочены к пластам ТП
1-8 с содержанием нафтеновых УВ до 60–70 %.Изменение группового состава отмечается на Харасавейском, Крузенштерновском, Бованенковском месторождениях в пластах ТП
10-11, где в южном направлении нафтеновый характер конденсатов в целом сохраняется и содержание их превышает 50 %.Аналогичная закономерность распределения двух типов конденсатов отмечается и в пластах ТП
18-26. Так, конденсаты ряда месторождений Ямальской НГО (Бованенковское, Южно-Тамбейское и др.) близки конденсатам пластов ТП10-17 и характеризуются высокой концентрацией метановых УВ. Южнее конденсаты пластов ТП 18-26 ТП1-8 и ТП 10-17 по групповому составу имеют близкую характеристику, однако содержание нафтеновых УВ в них несколько ниже и составляет 55–60 %.Нафтеновые конденсаты прослеживаются на глубинах 1500–2000 м, нижняя граница их распространения погружается вдоль Нурминского мегавала с севера на юг от 1500 м на Харасавейском до 1700–1900 м на Арктическом и Среднеямальском месторождениях.
В Гыданской НГО нафтеновые конденсаты на ряде площадей приурочены к пластам покурской свиты (пласты ПК
18) и, вероятно, к верхам готерив-барремских отложений (верхние пласты группы А) на Уренгойском, Юбилейном, Береговом и Пангодинском месторождениях.Содержание нафтеновых УВ в толще, залегающей в интервале 2000–2500 м, практически остается стабильным. В Ямальской НГО оно составляет 25–30 %, на остальной территории 35. Содержание метановых УВ колеблется от 50 до 55 %, за исключением крайних северных районов Ямальской НГО (месторождения Малыгинское, Харасавейское, Северо-Тамбейское, Бованенковское и др.), где концентрация алканов в конденсатах достигает 60 %. Для группы отмечается отсутствие закономерности изменения концентрации по площади при некотором увеличении ее с глубиной. Можно выделить три зоны, характеризующиеся различной концентрацией аренов на срезе –3000 м.
Первая зона включает конденсаты Тазовского, Надымского, Уренгойского и Тамбейского НГР, характеризующиеся содержанием аренов 10– 20 %. Во вторую зону объединены Губкинский и Нурминский НГР, Гыданская НГО с концентрацией аренов 20–30 %. К третьей зоне относится Южно-Ямальский НГР с содержанием аренов более 30 %.
При изучении статистических связей между количеством конденсата и пластовым давлением и температурой, плотностью газа сепарации, давлением начала конденсации в массив данных исходной информации была введена и величина концентрации аренов. При анализе парных корреляций на массиве данных по Нурминскому НГР установлено отсутствие влияния концентрации аренов на величину содержания конденсатов.
Анализ многомерных (двух- и трехмерных) связей показал, что концентрация аренов определенным образом влияет на содержание конденсата. Так, коэффициент корреляции (r) между содержанием конденсата и пластовой температурой равен 0,8. Введение показателя концентрации аренов приводит к увеличению r до 0,86, связь между пластовым давлением и содержанием конденсата при этом увеличивается от 0,86 до 0,95.Регрессионный анализ на массиве данных по Уренгойскому и Надымскому НГР подтвердил полученную закономерность.
Содержание аренов и других групп жидких УВ в конденсате определяется условиями их растворимости, т. е. в основном термобарическими показателями. Однако на срезах –2500, –3000 м термобарические условия существенно не изменяются, а в ряде случаев имеют близкие значения Г-параметров, характеризующих состояние пластовой системы Тамбейского и Южно-Ямальского НГР. Конденсаты этих НГР существенно различаются по содержанию аренов и отражают не только термобарические условия недр, но, вероятно, и их генетическую природу.
Таким образом, учет данных по содержанию аренов позволяет повысить достоверность прогноза конденсатосодержания с дифференциацией оценки по НГР.
Газовая фаза газоконденсатных систем состоит в основном из метана и его гомологов. С увеличением доли С
2–С4 в пластовом газе возрастает содержание жидких УВ. Анализ изменения концентраций С2–С4 показал, что они колеблются от 3 до 25 % и корреляционной связи его с глубиной залежей не прослеживается. Расчет плотности газа сепарации + дегазации(r) для НГР севера Западной Сибири позволил сделать вывод о том, что газы в целом идентичны по составу. Исключение составляют газы Нурминского и Южно-Ямальского НГР.Для Ямальской НГО установлена связь плотности газа с пластовыми давлениями и температурой. Для области 171<р<494, 57<T<111 она описывается уравнениями регрессии:
Найдена корреляционная связь содержания конденсата (q) с плотностью газа: q= –162,4 + 1,46
r, r=0,92; область применения: 129<r<247. Для Уренгойского НГР r несколько ниже: для пластового давления 0,84, а для температуры 0,57.Важным информативным параметром, характеризующим пластовую газоконденсатную систему, в частности ее состав, является рн.к.
.При анализе величин рн.к по 235 замерам на севере Западной Сибири было установлено, что в 5 % случаев рн.к>рпл, т. е. в пробах при рекомбинировании оставалась жидкая фаза с плотностью, характерной для нефтей (0,82–0,85 г/см
3).В 12 случаях величина рн.к.=рпл, в остальных Рн.к.<Рпл, что должно свидетельствовать о недонасыщенности пластовых газоконденсатных систем. На Харасавейском месторождении недонасыщенность (%) составляет 26, Новопортовcком – 6, Бованенковском – 8, Южно-Крузенштернов-ском – 16, Геофизическом – 3, Ямбургском – 4, Песцовом – 7, Ен-Яхинском – 2, Северо-Уренгойском – 2,6, Самбургском – 3,7, Заполярном – 3, Ярояхинском – 9, Комсомольском – 7.
Недонасыщенность пластовых газоконденсатных систем в большинстве случаев незначительна. Более высокая (до 35 %) отмечается на Бованенковском месторождении при исследовании скважин на газоконденсатность. По-видимому, в юрских отложениях недонасыщенность пластовых систем будет существенно выше.
Для Ямальской НГО уравнение регрессии, отображающее связь пластового давления с давлением начала конденсации, имеет вид:
рн.к
.= –1,99+0,94r, r=0,99, 171<р<494.Связь рн.к. с пластовой температурой несколько ниже, уравнение регрессии имеет вид
Рн к= -180,8+5,6 Т, r=0,92, 57<T<111.
Приведенные выше уравнения могут быть использованы для прогноза рн.к. на подсчетных участках.
Для прогноза содержания конденсата первостепенной задачей является выбор картируемых параметров. Концентрация жидких УВ в пластовых газах определяется термобарическими условиями и индивидуальным составом пластовых газоконденсатных систем. В прогнозных участках сведения о пластовых температурах могут быть сняты с карт изотерм.
Пластовые давления определяются по картам изобар, составленным путем трансформации структурных карт, исходя из условия равенства пластовых давлений гидростатическим. В зонах развития АВПД пластовые давления рассчитываются по формулам, предложенным Н.Н. Грязновым для нижнемелового НГК: ра= – 315,1 + 0,182Н+ 17,86G+0,396Z, для юрского надкомплекса: ра= –369,7+0,211H + 23,85G + 0,245Z, где H – глубина кровли юрских отложений, м; G – тектоническая напряженность; Z – суммарная амплитуда неоген-четвертичной инверсии, м.
Картирование индивидуального состава газоконденсатных систем затруднено в связи с разнообразием пластовых газов. При этом характеристика газоконденсатной системы может быть выражена давлением начала конденсации, которое является функцией индивидуального состава и температуры и косвенно отражает состав пластовой газоконденсатной системы.
Для прогноза содержания конденсата была получена серия уравнений регрессии. Наиболее высокие двухмерные корреляционные связи установлены между содержанием конденсата, рпл и
r газа, Т и рн к.Для прогноза содержания конденсата получено уравнение регрессии: q= –5,91– 1,06T+0,70рн
к, r=0,94; область применения: 57<Т<111; 147<рн к<466; s= ±20 г/м3.Прогноз содержания конденсата в Ямальской, Гыданской, Усть-Енисейской НГО и Надымском НГР проводился по уравнению регрессии:
q= – 6,55–0,92T+0,65рн
к, r=0,92, s= ±19,7 г/м3.Установленные закономерности по результатам комплекса исследования газоконденсатных систем и регрессионного анализа, выполненного на ЭВМ, позволяют провести количественный прогноз содержания конденсата по НГК и в глубокопогруженных горизонтах нижнего мела и юры с высокой степенью достоверности при максимальных значениях Tпл=111 °С, рпл = 50 МПа, в том числе при АВПД.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
A way of evaluating a condensate content using a regression analysis is proposed based on geological-geochemical data and on the results obtained from the gas – condensate research of wells. To predict the condensate content, a series of regression equations has been developed which allow prediction, with a high degree of reliability, of the condensate content of the reservoir systems having particular values of pr The elaboration accomplished may be used to assess the amounts of condensates contained in deep-baried horizons of the northern West Siberian petroliferous province.