Особенности компонентного состава конденсатов первого эксплуатационного объекта Уренгойского нефтеконденсатного месторождения

ОСОБЕННОСТИ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА КОНДЕНСАТОВ ПЕРВОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В.Ю. Артемьев, Л.С. Косякова, Н.М. Парфенова,

ИМ. Шафиев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

Э.Т. Стройный

Нижнемеловые залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ) разрабатываются с 1985 г. Они объединены в отдельные эксплуатационные объекты с учетом геологических характеристик, составов пластового флюида и термобарических параметров. Сначала в разработку были введены три эксплуатационных объекта:

2-й объект - залежи пластов БУ80, БУ8 и БУ9;

3-й объект - залежи пластов БУ10, БУ11 и БУ121;

4-й объект - залежи пластов БУ122, БУ13 и БУ14.

С 1993 г. началась разработка 1-го эксплуатационного объекта в зоне УКПГ-1АВ и УКПГ-8В. В этот объект включены верхние продуктивные пласты неокома (от АУ9 до БУ6) и нижние - по-курской свиты верхнего мела (от ПК16 до ПК21). При проектировании продуктивные пласты данного объекта были сгруппированы в два подобъекта: 1А - пласты от ПК16 до ПК21 и 1Б - от АУ9 до БУ6. В пределах Северного купола УНГКМ (УКПГ-8В) скважинами дренируются запасы залежей БУ0, БУ1-2, БУ5-6. Группа пластов АУ и ПК не эксплуатируется [1].

Мониторинг компонентного состава конденсатов большого массива скважин 1-4 эксплуатационных объектов УНГКМ показал, что в основном это конденсаты метаново-нафтенового типа [2].

В некоторых скважинах 1-го объекта были обнаружены нафтеновые конденсаты. Газоконденсатные системы такого типа ранее были выявлены на месторождениях Западной Сибири (Медвежье, Русское), Западного Предкавказья (Анастасиевское), Бухаро-Хивинской области (Газли, Джаркак, Гугуртли), Центрально-Каракумского свода (Дарваза, Шиих) и др. на небольших (до 1,5 км) глубинах [3].

В настоящей работе рассматриваются особенности компонентного состава конденсатов 1-го эксплуатационного объекта, выявленные физико-химическими методами.

Газохроматографические исследования

Газохроматографические (ГХ) исследования проводились с применением газовых хроматографов фирм Perkin-Elmer и Varían. Изучен компонентный состав конденсатов большого массива (более 20) скважин 1-го эксплуатационного объекта. При изучении конденсатов методом газожидкостной хроматографии были получены два типа хроматограмм (рис. 1).

Рис. 1. Типичные хроматограммы конденсатов Уренгойского месторождения: а - хромотограммы метаново-нафтеновых конденсатов с четкими пиками нормальных и изопреноидных алканов; б - хроматограммы нафтеновых конденсатов, на которых пики нормальных алканов практически отсутствуют

а

Наиболее часто встречающийся тип - это хроматограммы метаново-нафтеновых конденсатов с четкими пиками нормальных и изопреноидных алканов (см. рис. 1а). Такого типа хроматограммы получены для конденсатов из скв. 1580 (ПК18, ПК21, БУ0,1-2), 1584, 1579 (ПК18,21), 8295 (БУЬ2,5), 8824 (БУ,,^, 8835 (БУо,Ь2) и др. (более 20 скважин подобъектов 1А и 1Б). Диапазон интервалов перфорации по скважинам составил 1700-2500 м.

Редко встречающийся тип (из 70 изученных проб по четырем эксплуатационным объектам УНГКМ - всего 5) - хроматограммы нафтеновых конденсатов, на которых пики нормальных алканов практически отсутствуют (см. рис. 1б). Это конденсаты из скв. 1574 (ПК18), 1585 (ПК18,21), 8903 (пК19, 21), 8904 и 8922 (ПК21) подобъекта 1А. Глубина обнаружения этих конденсатов составляет 1670-1997 м.

Различия в хроматограммах связаны с особенностями компонентного состава изученных образцов. Так, например, типичные метаново-нафтеновые конденсаты 1А подобъекта из скв. 1584 и 1579 пластов ПК18 и ПК21 на текущий момент в своем составе содержат 18,52-17,69 % масс. нормальных алканов (без учета высокой доли изомерных алканов) и 2,76-3,03 % масс. легких ароматических углеводородов. Для них характерны также высокие количества легких нафтеновых углеводородов (21,29-23,11 % масс.) и низкое содержание изопреноидных алканов - 0,34-0,50 % масс. Соотношения, рассчитанные по компонентному составу: МЦП-МЦГ/н-алканы и ароматика/МЦП + МЦГ, соответственно равны

0,84-0,94; 0,19-0,17.

Протяженность ряда нормальных алканов исследуемых конденсатов невелика и составляет С3-С17-18, молекулярно-концентрационный максимум приходится на н-С6. Изученные конденсаты на 66,70-75,26 % масс. состоят из легкокипящих углеводородов С5-С8 (бензиновая фракция с пределами кипения НК-125 °С), на фракцию высококипящих углеводородов приходится 0,16-0,18 % масс., фракция С20+ (твердые парафиновые углеводороды) отсутствует [4]. Коэффициенты Остроухова и Тихомирова [5], рассчитанные по нормальным алканам (К1 = С13-С15 / С15-С19 и К2 = С15-С19 / С19-С23), определяют эти конденсаты как очень легкие, что связано с сокращением ряда нормальных алканов с падением пластового

давления в скважинах до 10,73-10,33 МПа. Потенциальное содержание конденсата в добываемом газе (ПС5+в) соответственно невелико и составляет 23,9-21,70 г/м3.

Особенностью 1А подобъекта является обнаружение в некоторых скважинах УКПГ-1АВ и УКПГ-8В нафтеновых конденсатов (см. рис. 1б). В пробах конденсата из скважин практически отсутствуют нормальные алканы, доля которых составляет не более 3,6 % масс., и велика доля изоструктур - отношение ациклических изопреноидных алканов к нормальным составляет 0,27-0,68; в то время как в метаново-нафтеновых конденсатах это отношение обычно равно 0,02-0,03. Кроме того, можно отметить, что при близком содержании легких ароматических углеводородов (1,95-1,13 % масс.) в конденсатах УКПГ-8В обнаружено около 30 % масс. легких нафтеновых углеводородов, а в скв. 1574 и 1585 УКПГ-1В в 3 раза меньше - 9,56-12,28 % масс.

В скв. 1574, 1585 и 8903 пластовое давление с начала разработки (17-19 МПа) упало до 10,17-13,98 МПа. Потенциал С5+ при этом снизился до 6,90 г/м3 в конденсатах из скв. 1574 и 1585 и до 12 г/м3 в конденсате из скв. 8903. В нафтеновых конденсатах из скв. 8904 и 8922 при пластовом давлении 14,31-15,69 МПа потенциальное содержание С5+ составляет 40,50-43,70 г/м3.

На основании данных ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой» для подобъекта 1А построены графики зависимости потенциального содержания конденсата в пластовом газе от пластового давления в динамике от начального пластового давления до давления на текущий момент исследования (рис. 2).

Единой зависимости получено не было: точки с хорошей корреляцией расположились на двух кривых. Заметная разница в потенциальном содержании С5+в у данных конденсатов, возможно, связана с особенностями флюидов, поступающих в эти скважины дополнительно из пластов ПК18 и ПК19. Так, для них характерны низкие значения фракции легкокипящих углеводородов С5-С8 -24,43-29,65 % масс. (в метаново-нафтеновых конденсатах из подобъекта 1А эта фракция составляет 50-70 % масс., в нафтеновых конденсатах из скв. 8904 и 8922 - 48-50 % масс.).

Таким образом, метаново-нафтеновые и нафтеновые конденсаты подобъекта 1А различаются по характеру изменения потенци-

80

° 70

Упвк 2 = 1,4625х2 - 34,902х + 212,28 Я 2 = 0,962

о

с

0

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Пластовое давление, МПа

О скв. 1584, х скв. 1580, • скв. 1579, + скв. 8904, — скв. 8922, д скв. 1585, а скв. 1574,  скв. 8903

Рис. 2. Зависимость потенциального содержания конденсата С5+ от пластового давления для конденсатов 1А подобъекта Уренгойского месторождения:

1 - кривая изменения текущих потенциалов С5+ метаново-нафтеновых конденсатов подобъекта 1А, включая скв. 8904 и 8922, продуцирующие нафтеновые конденсаты;

2 - кривая изменения текущих потенциалов С^ для нафтеновых конденсатов из скв. 1574, 1585 и 8903

ального содержания конденсата в добываемом пластовом газе в зависимости от пластового давления.

Хроматограммы конденсатов подобъекта 1Б являются типичными для метаново-нафтеновых конденсатов (см. рис. 1а). Пластовое давление в скважинах в 2007-2009 гг. составляло 15,50-17,47 МПа, протяженность ряда нормальных алканов С3-С19-20, молекулярно-концентрационный максимум расположен в области углеводородов С5. На легкокипящие углеводороды С5-С8 приходится более 60 % масс., фракция С16-С19-20 составляет 0,47-0,60 % масс., фракция С20+ присутствует в количестве не более 0,01 % масс.

Изученные конденсаты подобъекта 1Б имеют близкий компонентный состав. Доля нормальных алканов составляет 25,0327,84 % масс., сумма изопреноидных алканов - 0,67-0,90 % масс., легких нафтеновых углеводородов - 17,86-18,13 % масс., легких ароматических - 5,51-5,79 % масс.

В изученных скважинах подобъекта 1Б на исследуемый период пластовое давление составляет 17,47-15,50 МПа (выше, чем в скважинах подобъекта 1А). Соответственно и потенциальное со-

держание углеводородов С5+ в пластовом газе по подобъекту 1Б выше и составляет 55-70 г/м3. На рис. 3 приведена зависимость потенциального содержания С5+ от пластового давления для конденсатов подобъекта 1Б, построенная по данным ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой».

Рис. 3. Зависимость потенциального содержания конденсата С5+ от пластового давления для конденсатов подобъекта 1Б Уренгойского месторождения

По результатам проведенного мониторинга установлено, что компонентный состав метаново-нафтеновых конденсатов под-объектов 1А и 1Б заметно отличается. Разница проявляется в значениях соотношений ароматика / МЦП + МЦГ, МЦП + МЦГ / н-алканы, ароматика / н-алканы.

Различия в соотношениях, полученные при исследовании текущего компонентного состава конденсатов 1-го объекта Уренгойского месторождения, позволили провести дифференциацию метаново-нафтеновых конденсатов подобъектов 1А и 1Б (рис. 4).

Согласно данным рис. 4 метаново-нафтеновые конденсаты 1-го объекта по предложенным параметрам дифференцируются по двум областям - подобъектам А и Б. Нафтеновые конденсаты из подобъекта 1А на этом графике выходят за область значений отношений МЦП + МЦГ / н-алканы больше 1, так как в них практически отсутствуют нормальные алканы.

1

0,9 _ 0,8

I 0'7

ЇЗ 0,6 ¡і 0,5 І; 0,4 і= 0,3 5 0,2 0,1 0

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5

Ароматика/МЦП+МЦГ • подобъект 1А, о подобъект 1Б

•

•

•

СЮ£ 1оо о

о

Рис. 4. Дифференциация метано-нафтеновых конденсатов подобъектов 1А и 1Б Уренгойского месторождения

Инфракрасные исследования

Инфракрасные исследования конденсатов 1-го объекта показали, что для основной массы изученных проб наблюдается значительное сходство как по виду спектров (рис. 5), так и набору полос поглощения и рассчитанных на их основе спектральных коэффициентов.

Длина волны, см'1 1650 1450 1250 1050 850 650 450

Рис. 5. Типичный ИК-спектр конденсатов Уренгойского НГКМ

Для конденсатов 1-го объекта характерно высокое содержание нафтеновых структур, но даже на этом фоне выделяется группа образцов подобъекта 1А (скв. 1574, 1585, 8903, 8904, 8922) с отличным и специфическим спектром (рис. 6).

Данный спектр характеризуется почти полным «вырождением» большинства полос поглощения. На нем отсутствуют как полосы ароматических (1608, 700-800 см-1), так и парафиновых (720724 см-1) структур. Наиболее значимыми фиксируются полосы 965970 и 1030-1032 см-1, характерные для нафтеновых структур.

Таким образом, по типу спектров все исследованные конденсаты 1-го объекта можно разбить на 2 неравные группы: метановонафтеновые (основная группа) и нафтеновые (скв. 1574, 1585, 8903, 8904, 8922).

По данным ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» потенциалы С5+ для скв. 1585, 8904 и 8922 оказались ниже прогнозных величин. Если для скв. 1585 это можно объяснить спецификой работы и основным вкладом в баланс пласта ПК18, по сравнению с ПК21, то для скв. 8904 и 8922, в которых работает только залежь пласта ПК21, такое объяснение недостаточно.

По мнению авторов, для понимания данного факта нужно учитывать, что флюиды скв. 1585, 8904 и 8922 обладают нафтеновым составом. Это приводит к отклонению от прогнозных кривых.

Данный вывод подтверждают авторы статьи [6]: «.. .в залежах, где содержание аренов и нафтенов больше, содержание конденсата будет меньше». Конденсаты данного типа (по имеющимся нескольким сотням спектров ИКС) не характерны для валанжинских отложений, а такие инфракрасные спектры для данного района были зафиксированы ранее только для флюидов сеномана.

Полученные фактические результаты позволяют рекомендовать обратить внимание на групповой состав конденсатов 1-го объекта и учитывать его специфику при выборе скважин, используемых для проведения прогнозных оценок при газоконденсатных исследованиях.

Подобъект 1Б характеризуется более высокими содержаниями ароматических и парафиновых структур по сравнению с подо-бъектом 1А, в составе флюидов которого превалируют нафтеновые структуры. По величине параметров А13 и К (А13 > 1, К < 1) [6] метаново-нафтеновые флюиды относятся к группе конденсатов. Нафтеновые образцы характеризуются отличным набором этих параметров (А13 < 1, К < 1) с повышенными значениями параметра К (> 0,9), что говорит о более высоком содержании в составе ароматической фракции тяжелых гомологов по сравнению с легкими.

В скважинах, содержащих метаново-нафтеновые конденсаты (подобъект 1Б), прослеживается устойчивая тенденция роста коэффициента А13 в процессе снижения пластового давления. В скважинах, содержащих нафтеновые конденсаты (подобъект 1А), фиксируется постоянный уровень А13 или даже небольшое снижение величины его значений. Понижение величины коэффициента А13 в процессе снижения пластового давления для конденсатных систем является признаком появления в составе тяжелых примесей [7,8].

В случае нафтеновых конденсатов мы имеем дело с аномальным эффектом. Как показали результаты разгонки на десятиградусные фракции конденсата скв. 8904, происходит некоторое нарушение связи между фракциями и остатком после разгонки. Отогнанная часть практически представлена бензино-керосиновой фракцией, а остаток черного цвета напоминает мазутоподобный раствор тяжелых полициклических соединений. На основании этого логично рассматривать полученный продукт как результат возможной экстракции легким флюидом рассеянных включений нефти, нахо-

дящейся в коллекторе. Легкий газоконденсатный флюид захватывает примесь рассеянных тяжелых полициклических соединений.

Спектральными исследованиями конденсатов, начатыми на Уренгойском НГКМ в 1997-1998 гг., отмечено, что в диапазоне 4400-2000 см-1 во многих пробах появляется и четко фиксируется широкая полоса 3300-3600 см-1, относимая к ОН-группам (гидроксильным) и рассматриваемая как признак наличия воды.

Дополнительно отмечено, что в некоторых пробах (особенно с 2003-2004 гг.) появляется широкий набор полос поглощения в области спектра 1500-1800 см-1, ранее не фиксировавшихся. В первую очередь это полосы поглощения, характерные для кислородсодержащих (1716, 1700, 1690, 1658, 1548 см-1) и непредельных (1640 см-1) структур, что указывает на появление в составе конденсатов гетероциклических ароматических соединений, карбонильных группировок кислот, эфиров, альдегидов, кетонов. Наличие таких веществ является признаком окислительной обстановки, которая в эксплуатационных скважинах может быть связана с зоной газоводяного контакта.

Физико-химическая характеристика конденсатов

Физико-химическая характеристика конденсатов подобъекта 1А на текущий момент разработки показана по скв. 1584 и 8904 из залежей ПК; скв. 1584, по данным комплексных газоконденсатных исследований Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Уренгой», в полной мере характеризует состояние подобъекта 1А участка УКПГ-1АВ; скв. 8904 характеризует подобъект 1А участка УКПГ-8В.

Конденсат из скв. 8904, относящийся к нафтеновому типу, отличается более высоким значением плотности, чем метановонафтеновый конденсат из скв. 1584 (757,7 и 737,8 кг/м3 соответственно). Различаются эти конденсаты и по фракционному составу, причем в области, выкипающей выше 150 °С (рис. 7). Конец кипения нафтенового конденсата из скв. 8904 - 306 °С, в то время как для метаново-нафтенового конденсата из скв. 1584 эта величина составляет 224 °С, что вполне согласуется с данными по компонентному составу конденсатов, рассмотренными выше.

Рис. 7. Фракционный состав конденсатов подобъекта 1А на текущий момент

разработки

Физико-химическая характеристика конденсатов подобъекта 1Б на текущий момент разработки показана по скважинам из залежей БУ: скв. 1577 участка УКПГ-1АВ и скв. 8835 участка УКПГ-8В. Несмотря на некоторое различие во фракционном составе метаново-нафтеновых конденсатов подобъекта 1Б (рис. 8), кривые выкипания обоих конденсатов имеют похожий характер.

На основании мониторинга компонентного состава конденсатов 1-го эксплуатационного объекта УНГКМ, проведенного методами газожидкостной хроматографии и ИК-спектрометрии, выявлены следующие отличительные особенности:

• в подобъекте 1А наряду с конденсатами метаново-нафтенового типа, составляющими основной массив флюидов 1-го эксплуатационного объекта, обнаружены пять конденсатов нафтенового типа, не характерных для валанжинских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения;

Рис. 8. Фракционный состав конденсатов подобъекта 1Б на текущий момент

разработки

• метаново-нафтеновые и нафтеновые конденсаты 1А подобъекта различаются по характеру изменения потенциального содержания конденсата в добываемом пластовом газе в зависимости от пластового давления, что необходимо учитывать при выборе опорных скважин для дальнейших расчетов и исследований. Для конденсатов подобъекта 1Б такой аномалии не установлено;

• метаново-нафтеновые конденсаты подобъектов 1А и 1Б существенно различаются по компонентному составу, что позволяет провести дифференциацию данных флюидов, используя соотношения компонентного состава;

• по данным ИК-спектрометрии для конденсатов метановонафтенового состава прослеживается устойчивая тенденция роста коэффициента А13 при снижении пластового давления, а для нафтеновых конденсатов фиксируется некоторый спад его значений. Снижение величины А13 в свою очередь является признаком появления в составе конденсатов тяжелых ароматических углеводородов.

Список литературы

1. Кучеров Г.Г. Анализ динамики газоконденсатной характеристики первого эксплуатационного объекта нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения / Г.Г. Кучеров, Э.Т. Стройный, О.А. Шигидин // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром». - М.: Недра -Бизнесцентр, 2003. - С. 179-184.

2. Проведение комплекса экспериментальных физико-химических, термодинамических и геохимических исследований для подсчета запасов, проектирования, анализа и контроля за разработкой месторождений ОАО «Газпром». Этап № 3. Мониторинг физико-химических и термодинамических характеристик пластовых систем Уренгойского НГКМ, Ямбургского ГКМ: отчет о НИР. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. - 0072-06-16.

3. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмачев. - М.: Недра, 1983. - 241 с.

4. Косякова Л.С. Экспресс-метод определения твердых парафиновых углеводородов в стабильных конденсатах и нефтях с использованием газожидкостной хроматографии / Л.С. Косякова, Н.М. Парфенова, М.Б. Нестеренко // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: спец. сб. - М.: Газпром экспо, 2009. - № 1. - С. 66-69.

5. Тихомиров В.И. Распознавание типов пластовых флюидов по составу нормальных алканов // Геохимия нефти и газа. - 1991. -№ 8. - С. 20-23.

6. Корчажкин Ю.М. Аномалии газоконденсатной характеристики в пределах многопластового газоконденсатного месторождения / Ю.М. Корчажкин, Н.М. Лебенков, С.Д. Шиняев // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 129-134.

7. Артемьев В.Ю. Контроль за разработкой газоконденсатной залежи методом ИК-спектрометрии / В.Ю. Артемьев, Н.М. Парфенова, Э.Т. Стройный // Пути совершенствования методики и организации исследований на газоконденсатность в ОАО «Газпром». -М: ИРЦ Газпром - Ч. 2. - 2002. - С. 33-36.

8. Артемьев В.Ю., Островская Т.Д. Экспрессный метод определения типа флюида по данным инфракрасной спектрометрии с Фурье-преобразованием (ИКС ФП) / В.Ю. Артемьев, Т.Д. Островская // Материалы геолого-технического совещания «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточ-но -Уренгойской зоны». - Тюмень, 1999. - С. 268-273.