Физико-химическая характеристика конденсатов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОВ ЧАЯНДИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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

Е.Б. Григорьев, ИМ. Шафиев

Разработка и освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) входит в один из крупнейших проектов ОАО «Газпром» - Восточную газовую программу.

Чаяндинское НГКМ открыто в 1980 г. на территории Ленского и Мирнинского районов Республики Саха (Якутия). Размеры месторождения - 120 х (22-30) км, высота 280 м. Месторождение многопластовое, продуктивными являются отложения ботуобин-ского, хамакинского и талахского горизонтов венда. Продуктивные залежи Чаяндинского НГКМ по геологическому строению сложные, литологически и тектонически экранированные, отличаются аномально низкими пластовыми давлениями (11,968-13,28 МПа, что на 15-30 % ниже гидростатического) и низкими пластовыми температурами (9,0-13,1 °С).

Общая степень разведанности продуктивных залежей месторождения составляет 31,2 %. При этом наиболее разведанными (82,7 %) являются газоконденсатные залежи ботуобинского горизонта.

Начало добычи газа на Чаяндинском НГКМ запланировано на 2016 г. Одновременно с этим должны быть введены в эксплуатацию первоочередные мощности по газопереработке и газохи-мии. Их создание является важной составной частью эффективного освоения Чаяндинского месторождения [1].

В настоящей работе впервые представлены результаты комплексного физико-химического исследования конденсатов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, включающие физикохимическую характеристику с определением физико-химических свойств, фракционного и группового химического состава; газохроматографическое и ИК-спектроскопическое изучение компонентного состава и геохимических параметров флюидов, а также рекомендации по рациональному использованию флюидов.

Объектами настоящего исследования являлись:

• газоконденсаты ботуобинского горизонта (скв. К-1, К-2, К-3 Северного блока и скв. К-4 Южного блока);

• газоконденсаты из скважины К-4 Южного блока, вскрывшей три продуктивных горизонта - ботуобинский, хамакинский и та-лахский.

Исследование продукции новых разведочных скважин проводилось с целью их характеристики и уточнения балансовых запасов углеводородного сырья.

Физико-химическая характеристика и фракционный состав конденсатов

Физико-химическая характеристика конденсатов всех трех продуктивных горизонтов приведена в табл. 1. Как видно, все флюиды являются очень легкими (величина плотности их варьирует в пределах 680,6-685,2 кг/м3), маловязкими (величины кинематической вязкости при 20 °С лежат в пределах 0,56-0,60 мм2/с). Парафины в составе конденсатов не обнаружены. Конденсаты практически полностью выкипают до 200 °С, т.е. состоят из бензиновой фракции. Исключение составляет конденсат из скв. К-4 ботуобинского горизонта, изначально темно-коричневого цвета, в отличие от остальных исследованных флюидов бесцветных или светло-желтых. По данным фракционного состава этого конденсата можно сделать заключение, что он состоит из легкой, бензиновой части, выкипающей до 200 °С, и тяжелой, содержащей высококипящие компоненты нефти. Содержание парафина составляет 0,08 % масс., смолистых соединений - 1,94 % масс.

Групповой углеводородный состав представлен следующими углеводородами: метановые - 80,2-85,2 % масс., нафтеновые -10,1-11,8 % масс., ароматические - 3,94-4,33 % масс., на основании чего можно отнести исследованные флюиды к конденсатам метанового типа.

Таблица 1

Физико-химическая характеристика конденсатов

Показатели Значения

Номер скважины

К-1 К-2 К-3 К-4

боту-обин-ский г-т боту-обин-ский г-т боту-обин-ский г-т ботуобин-ский г-т хама- кинский г-т талах-ский г-т

Плотность при 20 °С, кг/м3 682,0 681,8 682,1 700,8 680,6 685,2

Молекулярная масса 87 86 87 96 86 86

Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 0,56 0,60 0,56 0,70 0,55 0,58

Содержание, % масс.:

- парафина Отсут. Отсут. Отсут. 0,08 Отсут. Отсут.

- смол силикагелевых Отсут.. 0,07 Отсут.. 1,94 0,03 Отсут..

Температура помутнения, °С Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 Конденсат темного цвета Ниже -60 Ниже -60

Температура застывания, °С Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60

Фракционный состав

Температура начала кипения, °С 29,7 33,5 33,2 32,9 33,0 35,2

10 % (объемных) перегоняется при т-ре 47,6 49,4 51,8 48,9 50,9 53,8

50 % 79,4 83,1 80,6 89,0 84,4 90,0

80 % 122,5 129,0 124,5 168,5 122,5 133,9

90 % 149,9 173,9 159,8 — 154,7 166,9

К.К., °С 197,4 190,1 198,9 200,2 182,3 200,2

Отгон, % объемн. 97,6 92,2 94,7 83,7 93,7 94,2

Остаток, % объемн. 0,8 1,9 1,0 11,2 1,3 1,7

Потери, % объемн. 1,6 5,9 4,3 5,1 5,0 4,1

Групповой углеводо родный состав, % масс. на конденсат

Метановые углеводороды, в т.ч.: 83,82 85,05 80,21 85,20 84,35 84,51

- нормальные 47,20 46,48 45,13 46,26

- изостроения 37,85 38,72 39,22 38,25

Нафтеновые углеводороды 10,16 10,11 11,83 10,09 10,66 10,45

Ароматические углеводороды 4,17 4,20 4,33 4,03 4,44 3,94

Сравнивая групповые углеводородные составы бензиновых фракций НК-200 °С конденсатов и нефтей [2], можно отметить существенное различие в содержании всех основных групп углеводородов (УВ). Для бензиновых фракций нефтей характерно заметное (в 3 раза) преобладание ароматических УВ по сравнению с таковыми конденсатов (12,43 против 4,0 % масс.). Содержание нафтеновых УВ в нефтях того же порядка, что и ароматических, в то время как в конденсатах содержание нафтеновых УВ превышает содержание ароматических в 2,5 раза. Вместе с тем для бензиновых фракций, нефтей и конденсатов характерно преобладание метановых УВ (свыше 50 % масс.) над нафтеновыми и ароматическими.

Сравнительная характеристика конденсатов ботуобинского горизонта приведена на рис. 1, из которого видно, что флюиды из скв. К-1, К-2, К-3 (кривые 2, 3 и 4) очень близки по фракционному составу.

200

°° 180 Ш 160

03

о.

-8-

к 140

X

03

і 120

-О

ш

§_ 100

03

& 80

1=

" 60 40 20 0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выход фракций, % объемный

Эти конденсаты расположены в Северном блоке месторождения. Конденсат из скв. К-4 (на северной стороне Южного блока, кривая 1) в своем составе содержит высокомолекулярные компоненты и смолистые вещества, вследствие чего имеет отличный от них фракционный состав в области температур выше 80 °С (температура выкипания - 50 % объема).

Из скв. К-4 отобраны конденсаты трех продуктивных горизонтов - ботуобинского (1641-1633 м), хамакинского (1705-1696 м; 1692-1685 м) и талахского (1826-1797 м). Фракционный состав конденсатов из данной скважины приведен на рис. 2.

Из рисунка видно, что до 50 %-ной точки выкипания (80-90 °С) флюиды имеют близкий фракционный состав. При температурах выше 90 °С наблюдается некоторое различие в выходах фракций, особенно заметное для конденсата ботуобинского горизонта (кривая 1), содержащего примеси высококипящих компонентов (в том числе смол).

180 160 140 Р 120

І 100

80

60

га 40

І І І І I

—*— Ботуобинскийгоризонт-1 ——Хамакинский горизонт- 2 —±—Талахский горизонт- 3

1 2 1) 3

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выход фракций, % объемный

Исследование компонентного состава конденсатов и нефтей методом газожидкостной хроматографии

С целью определения корреляционных зависимостей между конденсатами и нефтями Чаяндинского НГКМ, а также геохимических параметров методом газожидкостной хроматографии было проведено исследование компонентного состава нормальных и изопреноидных алканов флюидов. Эти углеводороды, называемые «биометками», или «биомаркерами», являются надежными параметрами для установления генотипа органического вещества флюидов. Интерпретацию результатов проводили по нескольким общепринятым методикам геохимического анализа.

Протяженность ряда н-алканов (рис. 3) у нефтей (скв. Н-1 и Н-2 ботуобинского горизонта [2]) составляет 36-40 атомов углерода, содержание н-алканов - 35-40 % масс. Молекулярноконцентрационный максимум (МКМ) приходится на углеводороды С11. У конденсатов, напротив, ряд н-алканов очень короткий (14-17 атомов углерода), но суммарное содержание н-алканов выше - более 45 % масс. МКМ располагается в области низкокипя-щих углеводородов С5-С6. Исключение составляет конденсат ботуобинского горизонта из скв. К-4, протяженность ряда н-алканов у которого 29 атомов углерода. Алкановые коэффициенты, характеризующие тип флюида, для него равны: К1 = С13-С15 /С15-С19 = 1,48;

К2 = С15-С19 /С19-С23 = 2,88.

Число атомов углерода

—с—с.К-1

—х— с.К-4

Такие низкие коэффициенты характерны для конденсатов нефтегазоконденсатных залежей с нефтяными оторочками [3].

На рис. 4 представлено концентрационное распределение изо-преноидных алканов конденсатов и нефтей.

—о—с.К-1

—х—с.К-4

Рис. 4. Молекулярно-массовое распределение изопреноидных алканов конденсатов

и нефтей

Нефти содержат 6-8 % масс. изопреноидных алканов, тогда как в конденсатах их доля составляет менее 1 % масс. Кроме того, в изученных конденсатах, за исключением флюида из скв. К-4 (бо-туобинский горизонт), отсутствуют пристан и фитан. Отношение этих углеводородов является индикатором условий осадконакопле-ния [4]. Отношение пристан/фитан менее 1 характерно для нефтей морского происхождения, более 1 - для нефтей прибрежноморского или континентального происхождения. Для изученных флюидов Чаяндинского месторождения отношение пристан/фитан составляет 0,88-0,84, что свидетельствует о морском генезисе ОВ.

По результатам исследования компонентного состава был также рассчитан коэффициент К, представляющий собой отношение суммы пристана и фитана к сумме нормальных гепта- и октадеканов. Изменение его в области 0,2-1 характерно для органического вещества сапропелевого типа. Для изученных нефтей и конденсата из скв. К-4 ботуобинского горизонта Кі = 0,55-0,57, что также указывает на морской (сапропелевый) генезис основного органического вещества.

Для интерпретации результатов газохроматографических исследований н-алканов использован метод «отпечатков пальцев» [5],

широко применяемый в резервуарной геохимии для оценки протяженности природных резервуаров и корреляции продуктивных пластов. В основе метода лежит закономерность, установленная для многих месторождений. Она заключается в том, что различия флюидов по параметрам углеводородного состава в пределах месторождения, как правило, вызваны разобщенностью резервуаров, что препятствует перемешиванию флюидов. В едином резервуаре таких различий не наблюдается.

Для корреляции нефтей и конденсатов обычно используется набор параметров, представляющих собой отношения высот выбранных пар хроматографических пиков в двух интервалах хроматограмм - метод «отпечатков пальцев». По этим отношениям строятся так называемые звездные диаграммы, наглядно иллюстрирующие сходство или различие флюидов. Авторами были выбраны парные пики в интервалах хроматограммы С8-С11 и С11-С14. Звездные диаграммы, построенные по соотношениям парных пиков для исследованных флюидов, приведены на рис. 5.

Звездные диаграммы конденсатов ботуобинского горизонта из скв. К-1, К-2, К-3 и К-4 достаточно близки (рис. 5-1). Поскольку диаграммы не идентичны (различие составляет 4-6 %, что превышает допустимое значение 3 %), однозначно сделать вывод о едином резервуаре для флюидов из этих скважин не представляется возможным. Однако, принимая во внимание высокие фильтрационноемкостные свойства коллектора ботуобинского горизонта, можно допустить смешение флюидов, что и обусловливает значительную схожесть их диаграмм.

Конденсаты из скв. К-4, вскрывшей три горизонта - ботуобин-ский, хамакинский и талахский, характеризуются отличными друг от друга звездными диаграммами (рис. 5-2), что указывает на разобщенность вмещающих их резервуаров, препятствующих перемешиванию флюидов.

Звездные диаграммы нефтей из скв. Н-1 и Н-2 ботуобинского горизонта (рис. 5-3) очень схожи, что позволяет предположить единство резервуара на отдельном участке горизонта. При этом диаграммы нефтей ботуобинского горизонта отличаются от диаграмм конденсатов этого же горизонта, что свидетельствует о разобщенности вмещающих их резервуаров.

Представляет интерес корреляция конденсатов и нефтей по методу Дж. Эрдмана и Д. Морриса [6], основанная на результатах анализа данных индивидуального состава бензиновых фракций. Для сравнения флюидов были предложены соотношения между концентрациями пар углеводородов, близких по структуре и температурам кипения. При сравнении нескольких флюидов один принимается за базовый, с которым сравниваются остальные.

На графике по оси ординат располагают отношения пар углеводородов, а по оси абсцисс - логарифмы этих отношений. Тогда базовый флюид - это прямая линия, совпадающая с осью ординат, а для остальных флюидов - это ломаные линии, в разной степени отклоняющиеся от прямой.

В качестве базового был взят конденсат из скв. К-2 ботуобин-ского горизонта. Корреляционные графики представлены на рис. 6 и 7.

В результате анализа по методу Дж. Эрдмана и Д. Морриса также получена четкая корреляция флюидов на конденсаты и нефти (рис. 6). Сравнение конденсатов по разрезу (рис. 7) показало, как и в методе «отпечатков пальцев», что конденсаты, отобранные из трех горизонтов, вскрытых скв. К-4, отличаются друг от друга. В то же время конденсаты из разных скважин ботуобинского горизонта достаточно близки по химическому составу.

Рис. 6. Корреляция конденсатов и нефтей ботуобинского горизонта по методу Дж. Эрдмана и Д. Морриса

Рис. 7. Корреляция конденсатов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов скв. К-4 по методу Дж. Эрдмана и Д. Морриса

Исследования флюидов методов инфракрасной спектрометрии

При исследовании флюидов Чаяндинского НГКМ в комплексе физико-химических методов использовалась инфракрасная спектроскопия (ИКС), позволяющая судить о химическом составе нефтей и конденсатов и получать экспресс-информацию о структурных группах и связях, их относительном содержании в составе флюида.

Любой спектр можно представить в виде совокупности спектральных коэффициентов, представленных в табл. 2.

Таблица 2

Используемый набор спектральных коэффициентов

А1 - ^607^722 Условное отношение ароматических структур к парафиновым

Условное содержание ароматических структур

Н1 - ^67^722 Условное отношение нафтеновых структур к парафиновым

Н2 - ^67^1460 Условное содержание нафтеновых структур

Коэффициент разветвленности структур

П2 - ^22^1460 Условное содержание парафиновых структур

А13 - ^61^741 Условное отношение моно- к сумме моно-и бициклической ароматики

К - ^05-810^1608 Условное отношение бицикло- и выше ароматики по отношению к суммарной ароматической фракции

1750 1700 1650' 1600 1550 1500 1450 1400 1350 1300 1250 1200 1150 1100 1050 1000 " 950 ' 900 850 800 750 700 650 600 550 500 4

Wavenumber

1750 1700 1650 1600 1550 1500 1450 1400 1350 1300 1250 1200 1150 1100 1050 1000 350 900 850 800 750 700 650 600 550 500 4

Wavenumber

Рис. 8. Инфракрасные спектры нефти и конденсата ботуобинского горизонта

Исследовались нефракционированные флюиды ботуобинского горизонта скв. Н-1, Н-2, К-1, К-2, К-3 и ботуобинского, хама-кинского, талахского горизонтов скв К-4. Данные обрабатывались по схеме, основанной на анализе полос поглощения (п.п.) в диапазоне волновых чисел 450-1800 см1 и сравнении их с реперными полосами. Работа проводилась на ИК-спектрометре с Фурье-пре-образованием НЕ 3100 БхсаііЬиг фирмы Уагіап.

По виду ИК-спектров нефти и конденсаты (рис. 8) характеризуются индивидуальными признаками, анализ которых показал, что:

• на спектре конденсатов фиксируется большое число полос поглощения по сравнению со спектром нефти;

• полоса 1607 см-1, оценивающая содержание ароматической фракции в нефтях, выражена более интенсивно, чем в конденсатах;

• полоса 675 см-1, определяющая наличие бензола, четко фиксируется в спектрах конденсатов и практически отсутствует в нефтях (основной признак).

Значения уел. ед.

Нефти

Коэффициенты

Конденсаты

Коэффициенты

Конденсаты

Коэффициенты

Нефти характеризуются наличием небольшого числа широких полос поглощения, а конденсаты - значительным количеством узких полос. Это происходит в случае перекрывания нескольких полос поглощения и образования суммарной полосы. Данный факт определяется либо ростом амплитуды, связанной с наложением интенсивностей полос с одинаковыми длинами волн, либо заметным уширением, если происходит наложение значительного количества полос, лежащих в узком диапазоне спектра.

Слабая выраженность полосы 1607-1608 см-1 в конденсатах указывает на низкое содержание в составе ароматической фракции, а интенсивные неперекрывающиеся индивидуальные полосы (727, 675, 464 см-1) - на узкий диапазон наличия индивидуальных гомологов. Основными членами ряда ароматических соединений являются бензол, толуол, ксилолы.

Циклопарафиновые (нафтеновые) структуры, характеризующиеся полосами 965-970, 1147, 1170 см-1, представлены более широко, чем ароматические, что подтверждается при сравнении интенсивностей полос 1607 и 966 см-1 и говорит о преобладании наф-тенов в составе конденсата над ароматикой.

Полосы 1030-1036 и 1075-1080 см-1 имеют сложную природу и могут быть связаны, кроме нафтенов и изоалканов, с сернистыми соединениями. Основными структурами, зафиксированными в составе флюидов, являются линейные парафиновые структуры.

Наибольшие различия величин спектральных коэффициентов нефтей и конденсатов отмечены для параметров: А1, Н2, Р, П2 (рис. 9).

Таким образом, сравнение данных метода инфракрасной спектрометрии показало наличие специфических различий в спектрах нефтей и конденсатов. Спектральные параметры конденсатов ботуобинского горизонта указывают на их сходство между собой, в то время как для конденсатов скв. К-4, вскрывшей бо-туобинский, хамакинский, талахский горизонты, наблюдается заметное различие в спектральных характеристиках. По величине спектральных коэффициентов А13 и К (А13 < 1; к < 1) исследованные конденсаты ботуобинского горизонта могут быть отнесены к группе конденсатов, контактировавших в той или иной степени с нефтяным веществом.

Характеристика бензиновых фракций НК-200 °С конденсатов

С целью определения рациональных путей переработки конденсатов были исследованы их широкие бензиновые фракции НК-200 °С. Основные эксплуатационные характеристики бензиновых фракций представлены в табл. 3.

Таблица 3

Эксплуатационные характеристики бензиновых фракций НК-200 °С конденсатов

Показатели Значения

Номер скважины

К-1 К-2 К-3 К-4

ботуо- бинский г-т ботуо- бинский г-т ботуо- бинский г-т ботуо- бинский г-т хама- кинский г-т талах- ский г-т

Плотность при 20 °С, кг/м3 681,0 680,3 680,8 680,6 679,2 684,4

Октановое число (моторный метод) 58,6 56,9 51,4 57,2 55,7 53,7

Октановое число (исследовательский метод) 59,4 57,5 52,6 57,7 56,3 54,3

Давление насыщенных паров, кПа 3,01 2,21 2,60 2,05 2,09 1,89

Теплота сгорания низшая, кДж/кг 44400 44300 44200 44300 44300 44300

Теплота сгорания высшая, кДж/кг 48400 48400 48300 48400 48500 48500

Бензиновые фракции всех исследованных конденсатов (фактически конденсатов без остатка выше 200 °С, равного 1-1,5 % масс.) характеризуются низкой плотностью (681-684 кг/м3), ниже средних значений для стандартных автобензинов (712-742 кг/м3), невысокой детонационной стойкостью (октановые числа в пределах 51,4-58,6 по моторному методу и 52,6-59,4 пунктов по исследовательскому методу). К тому же они обладают специфическим запахом сернистых соединений, присутствующих в следовых количествах. Перечисленные факторы не позволяют рассматривать бензиновые фракции НК-200 °С конденсатов в качестве базовых компонентов высококачественных автомобильных бензинов. Лишь при

добавлении присадок, повышающих октановое число до 66 пунктов, эти фракции можно рассматривать как компоненты для автобензинов газоконденсатных прямогонных по ТУ 51-03-11-88.

Целесообразно смешивать конденсат с нефтью Чаяндинского месторождения с целью повышения выхода бензиновой фракции в процессе переработки нефти и снижения ее вязкости.

Альтернативным и перспективным направлением использования исследованных конденсатов является химическое направление, поскольку в их составах содержатся большие количества индивидуальных н-алканов. Содержание н-пентана составляет 15-16 % масс., н-гексана - 10-2 % масс., н-гептана - 7-8 % масс. Эти углеводороды являются ценным химическим сырьем.

Список литературы

1. Люгай Д.В. Особенности освоения и проектирования разработки Чаяндинского НГКМ / Д.В. Люгай // Газовая промышленность. - 2010.- № 14. - С. 56-58.

2. Зинченко И.А. Исследование физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.А. Зинченко, Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова и др. // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: сб. ст. - Ч. 1. - 2011. -

C. 16-25.

3. Чахмахчев В.А. Геохимические и палеогеотермические аспекты оценки перспектив нефтегазоносности / В.А. Чахмахчев, Т.П. Волкова // Геология нефти и газа. - 1994. - № 6.

4. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмахчев. - М.: Недра, 1983.

5. Kaufman R.L. Anew technique for the analysis ofcommingled oils and applications to production allocation calculations / R.L. Kaufman, A.S. Ahmed, W.B. Hempkins // Proceedings of the Sixteenth Annual Convention of the Indonesian Petroleum Association. - 1987.

6. Erdman J.G. Geochemical Correlation of Petroleum / J.G. Erdman,

D.A. Morris // AAPG Bulletin. - November 1974. - Vol. 58. - № 11. -Part 1.