Некоторые аномальные особенности проявления нафтеновых конденсатов на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении

НЕКОТОРЫЕ АНОМАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЯВЛЕНИЯ НАФТЕНОВЫХ КОНДЕНСАТОВ НА УРЕНГОЙСКОМ

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

В.Ю. Артемьев, Л. С. Косякова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),

О.А. Шигидин

Мониторинг компонентного состава конденсатов Уренгойского НГКМ, выполненный авторами настоящей статьи [1], показал, что в основном это конденсаты метанонафтенового основания. В то же время в ряде скважин: 1574 (пласт ПК18), 1585 (пласты ПК18, 21), 8903 (пласты ПК19, 21), 8904 и 8922 (пласт ПК21) подобъекта 1А первого эксплуатационного объекта были обнаружены нафтеновые конденсаты.

Инфракрасные спектрометрические (ИКС) исследования конденсатов Уренгойского НГКМ показали [2], что для большинства изученных образцов характерно их высокое сходство как по виду спектров (рис. 1), так и по набору полос поглощения и рассчитанных на их основе спектральных коэффициентов (табл. 1).

Группа нафтеновых конденсатов, относимых к подобъекту 1А, характеризуется отличным и специфическим спектром (рис. 2).

Этот вид спектра характеризуется почти полным выпадением полос поглощения - как ароматических (1608, 700-750 см-1), так и парафиновых (720-723 см-1) структур. Наиболее значимой является лишь полоса 970-965 см-1, характерная для нафтеновых структур.

Таким образом, по типу спектров все исследованные конденсаты Уренгойского НГКМ можно разбить на две неравные группы: нафтеновые (из скв. 1574, 1585, 8903, 8904, 8922) и метанонафтеновые (основная группа).

В скважинах, содержащих метанонафтеновые конденсаты, прослеживается устойчивая тенденция роста А13 в процессе снижения пластового давления. В скважинах, содержащих нафтеновые конденсаты, фиксируется постоянный уровень А13 или даже снижение его значений.

По значению параметров А6 и П2 подобъект 1Б характеризуется более высокими содержаниями ароматических и парафиновых структур по сравнению с подобъектом 1А (см. табл. 1), в составе флюидов которого превалируют нафтеновые структуры и повышены значения параметра К (>0,9), что говорит о более высоком содержании в составе ароматической фракции тяжелых гомологов по сравнению с легкими.

Использованные в табл. 1 коэффициенты характеризуют:

А1 = Аб07 / ^723 - условное отношение ароматических структур к парафиновым;

А6 = А607 / А457 - условное содержание ароматических структур;

Н2 = 0966 / А457 - условное содержание нафтеновых структур;

П2 = 0723 / А457 - условное содержание парафиновых структур;

Н1 = 0966 / А457 - условное отношение нафтеновых структур к парафиновым;

А13 = В767 / В741 - условное отношение моно- к сумме моно- и бициклической ароматики;

К = ^805-810 / Аб07 - условное отношение тяжелой (бицикло- и выше) ароматики по отношению к суммарному содержанию ароматики.

Таблица 1

Спектральные характеристики конденсатов Уренгойского НГКМ

Сква- жина Пласты Год отбора А13 К А1 А6 Н1 Н2 П2 Р 1 пл.? МПа ПСз+, г/м3

1579 ПК18, 21 2009 1,26 0,84 0,87 0,095 1,1 0,12 0,11 10,33 21,7

2007 1,2 0,81 0,93 0,10 1,15 0,12 0,10 12,06 22,3

1574 ПК18 2009 0,98 0,94 1,14 0,09 1,58 0,13 0,08 10,43 7,10

1580 Б П * , - 1 2007 1,17 0,75 0,98 1,12 0,97 0,12 0,12 11,65 24,50

1584 ПК18, 21 2007 1,29 0,79 0,88 0,10 1,03 0,12 0,11 11,09 23,70

2000 1,21 0,79 0,78 0,13 0,84 0,15 0,17 14,53 30,90

1585 ПК18, 21 2007 0,96 0,89 1,1 0,08 1,60 0,12 0,07 11,03 6,90

2000 0,97 0,88 1,11 0,09 1,56 0,12 0,08 15,06 12,10

1589 ПК18, 21 2008 1,17 0,84 0,86 0,12 0,83 0,12 0,14 10,94 14,60

8903 ПК19, 21 2009 0,86 0,89 1,00 0,08 1,37 0,11 0,09 14,34 12,00

8904 ПК21 2008 0,98 0,87 1,06 0,09 1,44 0,12 0,08 15,2 40,20

2007 1,01 0,9 1,05 0,08 1,55 0,11 0,07 15,51 40,10

2006 1,02 0,82 1,14 0,08 1,71 0,12 0,07 15,8 40,70

8922 ПК21 2005 0,99 0,92 1,00 0,09 1,43 0,13 0,09 16,22 43,70

8295 БУ1-2, 5 2008 1,31 0,80 0,82 0,14 0,72 0,12 0,16 17,47 69,80

2007 1,33 0,79 0,80 0,12 0,71 0,11 0,15 16,92 70,00

1999 1,25 0,74 0,70 0,14 0,80 0,16 0,16 21,78 78,90

8322 БУ0, 1-2, 56 2007 1,29 0,82 0,75 0,12 0,69 0,11 0,16 17,12 112,30

2002 1,23 0,89 0,75 0,13 0,69 0,11 0,16 20,00 84,70

8824 БУ0, 1-2, 56 2010 0,85 1,05 0,91 0,08 1,32 0,12 0,09 16,01 21,10

2008 1,31 0,79 0,74 0,12 0,68 0,11 0,16 16,51 55,10

2007 1,3 0,81 0,73 0,12 0,68 0,11 0,16 16,94 67,90

2001 1,22 0,89 0,74 0,12 0,66 0,11 0,16 19,75 81,70

8835 БУо, 1-2 2009 1,33 0,77 0,78 0,13 0,71 0,11 0,16 15,01 68,20

2008 1,32 0,78 0,77 0,12 0,70 0,11 0,16 15,55 69,00

2006 1,31 0,78 0,77 0,12 0,66 0,11 0,16 16,31 71,70

8395 БУ 8/0, 8, 9 2009 1,25 0,81 0,74 0,11 0,73 0,11 0,15 10,65 61,90

2007 1,24 0,83 0,71 0,12 0,70 0,11 0,11 11,53 66,90

1997 0,91 0,85 1,06 0,09 1,41 0,12 0,09 15,50 57,50

Анализ данных ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» показал, что потенциалы С5+ для скв. 1585, 8904 и 8922, продукцией которых являются нафтеновые конденсаты, оказались ниже прогнозных величин. Это

согласуется с мнением авторов статьи [3] «...в залежах, где содержание аренов и нафтенов больше, содержание конденсата будет меньше».

В ходе дальнейших исследований выявлены скважины, в которых на протяжении ряда лет фиксировался метанонафтеновый конденсат, а на определенном этапе состав стал нафтеновым, либо, наоборот: вместо нафтенового конденсата продукцией скважины становился метанонафтеновый конденсат.

Рассмотрению этого, с точки зрения авторов, аномального явления посвящена настоящая статья.

Исследование конденсата из скв. 8395, отобранного в 1997 г., методом ИКС выявило его нафтеновый тип. Химический состав воды, полученной при конденсатных исследованиях, показал, что она имеет характеристику вышележащего сеноманского комплекса. На тот момент конденсаты с нафтеновой характеристикой обнаруживались лишь в верхних залежах сеномана и апт-альба месторождений Западной Сибири. На этой скважине были проведены ремонтные работы, которые выявили дефекты в насосно-компрессорных трубах (НКТ) выше интервала перфорации. После их устранения в дальнейшем в процессе отборов (2006-2009 гг.) получен конденсат метанонафтенового (МН) типа (табл. 2).

Таблица 2

Изменение спектральных параметров конденсата в процессе эксплуатации скв. 8395

Пласты Год отбора А13 К Рпл, МПа ПС5+, г/м3 Тип спектра

БУ 8/0, 8, 9 2009 1,25 0,81 10,65 61,9 МН

2008 1,24 0,76 11,55 63,1 МН

2007 1,24 0,83 11,53 66,9 МН

2006 1,27 0,76 12,05 66,2 МН

1997 0,91 0,85 15,50 57,3 Н

1996 15,83 66,3

1995 16,15 76,0

1993 17,77 66,1

1991 20,81 95,5

Примечание:

МН - метанонафтеновый; Н - нафтеновый.

Совсем иная картина наблюдается при изучении аналогичных параметров скв. 8824 (пласты БУ8/0, 8, 9). В период 2001-2008 гг. в скважине фиксировался метанонафтеновый конденсат. Однако в пробе, полученной в 2010 г., зафиксирована резкая смена как состава, так и потенциального содержания конденсата (табл. 3).

Таблица 3

Изменение спектральных параметров конденсата в процессе эксплуатации скв. 8824

Пласты Год отбора А13 К Рпл, МПа ПСз+, г/м3 Тип спектра

БУ 8/0, 8, 9 2010 0,86 1,05 16,01 21,1 Н

2008 1,31 0,79 16,51 55,1 МН

2007 1,30 0,81 16,94 67,9 МН

2006 1,29 0,78 16,92 67,8 МН

2005 1,25 0,84 17,39 71,7 МН

2004 1,24 0,83 17,87 76,1 МН

2003 1,21 0,87 18,64 78,4 МН

2002 1,27 0,84 19,17 79,0 МН

2001 1,22 0,89 19,75 81,7 МН

Примечание:

Н - нафтеновый; МН - метанонафтеновый.

Спектры аномальных нафтеновых конденсатов скв. 8395 (пласты БУ8/о, 8, 9) и 8824 (пласты БУо, 1-2, 5-б) идентичны спектрам нафтеновых конденсатов скв. 1574, 1585, 8903, 8904, 8922 и расчетные спектральные характеристики их близки.

Данные ИКС исследований аномального изменения типа конденсата скв. 8824 подтверждаются результатами газохроматографических исследований. Мониторинг компонентного состава конденсата за последние 10 лет представлен в табл. 4-6 и на рис. 3 а, б, в.

Кардинальное изменение компонентного состава флюида зафиксировано в пробе 2010 г. отбора. В количественном выражении это можно представить следующим образом. В конденсате 2008 г. отбора н-алканы составляют 27,84 % мас., в конденсате 2010 г. отбора - всего 3,62 % мас., уменьшилось также содержание легкокипящих ароматических углеводородов - с 5,55 до 1,14 % мас. Доля ациклических изо-

преноидных алканов, напротив, увеличилась с 0,67 до 3,90 % мас. В меньшей степени изменения затронули легкокипящие нафтеновые углеводороды: их суммарное содержание осталось на уровне 17,8616,00 % мас.

Таблица 4

Компонентный состав нормальных алканов

Год отбора 2001 2002 2004 2005 2006 2007 2008 2010

Р 1 ПЛп МПа 19,75 19,17 17,87 17,39 16,92 16,94 16,51 16,01

С3 0,07 1,1 0,21 0,02 0,55 0,67 0,94 0,05

С4 0,88 4,09 1,46 1,28 2,86 3,36 3,72 0,06

Сз 2,33 4,94 2,62 3,18 4,12 4,71 5,20 0,12

С6 3,61 4,47 3,32 3,99 4,36 4,72 4,70 0,21

С7 4,03 3,79 3,74 4,15 4,18 4,25 4,20 0,08

С8 3,47 2,88 3,90 3,67 3,41 3,57 3,14 0,04

С9 2,66 1,96 2,88 2,47 2,29 2,16 2,23 0,34

С10 1,91 1,41 2,12 1,81 1,61 1,47 1,56 0,38

С11 1,34 0,95 1,44 1,21 1,02 0,93 0,92 0,26

С12 0,82 0,57 0,88 0,76 0,57 0,53 0,50 0,33

С13 0,48 0,32 0,51 0,43 0,33 0,31 0,26 0,47

С14 0,40 0,27 0,37 0,30 0,23 0,20 0,19 0,27

С15 0,28 0,18 0,24 0,19 0,14 0,13 0,13 0,29

С16 0,18 0,11 0,14 0,10 0,08 0,07 0,07 0,32

С17 0,10 0,06 0,08 0,06 0,04 0,04 0,04 0,14

С18 0,05 0,03 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,16

С19 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01 0,01 0,01 0,09

С20 0,02 0,01 0,01 0,01 0,01 0 0,01 0,01

С21 0,01 0 0 0,01 0 0 0 0

С22 0 0 0 0 0 0 0 0

Сумма 22,67 27,16 23,99 23,68 25,83 27,15 27,84 3,62

Таблица 5

Компонентный состав изопреноидных алканов

Год отбора 2001 2002 2004 2005 2006 2007 2008 2010

Рт, МПа 19,7 5 19,17 17,87 17,39 16,92 16,94 16,51 16,01

ІРС11 0,40 0,30 0,42 0,39 0,32 0,28 0,32 0,68

І О 3 0,22 0,16 0,19 0,20 0,15 0,13 0,13 0,53

І О 4 0,20 0,14 0,16 0,15 0,12 0,11 0,05 0,15

ІРС15 0,10 0,07 0,08 0,08 0,05 0,05 0,06 0,73

ІРСіб 0,09 0,06 0,08 0,06 0,05 0,04 0,06 0,57

І їй О 8 0,04 0,02 0,03 0,02 0,01 0,01 0,02 0,30

Пристан 0,06 0,04 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,63

Фитан 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0 0,01 0,28

І О О 0 0 0 0 0 0 0 0,03

Сумма 1,12 0,80 1,01 0,94 0,73 0,64 0,67 3,90

Таблица 6

Компонентный состав легких нафтеновых и ароматических

углеводородов

Год отбора 2001 2002 2004 2005 2006 2007 2008 2010

Рт, МПа 19,75 19,17 17,87 17,39 16,92 16,94 16,51 16,01

ЦП 0,22 0,27 0,26 0,24 0,26 0,27 0,25 0,20

МЦП 2,75 3,18 2,74 3,04 3,20 3,35 3,21 1,80

ЦГ 3,56 3,79 3,55 3,84 3,93 4,12 3,67 3,32

МЦГ 10,51 9,74 10,24 10,77 10,60 10,71 10,73 10,68

Сумма 17,04 16,98 16,79 17,89 17,99 18,45 17,86 16,00

Бензол 0,17 0,25 0,13 0,19 0,23 0,27 0,23 отс.

Толуол 1,76 1,73 1,38 1,69 1,80 1,89 1,75 0,05

ЭБ 0,33 0,26 0,27 0,27 0,28 0,26 0,44 0,25

М-, п-ксилолы 2,97 2,48 2,53 2,71 2,78 2,66 2,62 0,49

о-ксилол 0,56 0,45 0,58 0,59 0,50 0,47 0,48 0,33

ИПрБ 0,09 0,06 0,08 0,07 0,07 0,06 0,03 0,02

Сумма 5,88 5,23 4,97 5,52 5,66 5,61 5,55 1,14

Примечание:

ЦП - циклопентан; МЦП - метилциклопентан; ЦГ - циклогексан; МЦГ -метилциклогексан; ЭБ - этилбензол; м-, п-, о-ксилолы - мета-, пара-, ортоксилолы; ИПрБ - изопропилбензол.

Изменения в компонентном составе конденсата соответственно отразились на значениях коэффициентов, рассчитанных на его основе. Так, отношение МЦГ/н-С7, по которому можно судить о превалирующей роли нафтеновых углеводородов в конденсате, увеличилось с 2,26 до 120,56.

Существенно вырос также изопреноидный коэффициент К- = пристан + фитан / н-С17+н-С18 - с 0,39 до 5,74, что указывает на преобладающую роль изопреноидных алканов в сравнении с нормальными.

На хроматограмме конденсата 2008 г. отбора (рис. 3а) четко видны пики нормальных алканов, которые заметно превалируют над пиками изопреноидных алканов. Такие конденсаты относятся к метанонафтеновому типу.

На хроматограмме конденсата 2010 г. отбора (рис. 3б) наблюдается обратная картина: пики нормальных алканов практически отсутствуют, а пики ациклических изопреноидов заметно преобладают. Отсюда следует, что тип конденсата из скв. 8824 2010 г. отбора в сравнении с конденсатом предыдущего года отбора (2008 г.) кардинально изменился - из метанонафтенового он стал нафтеновым.

Авторами настоящей статьи было проведено сравнение хроматограмм конденсата из скв. 8824 2010 г. отбора (рис. 3б) и типичного нафтенового конденсата из скв. 8904 (рис. 3в), показавшее их идентичность. Компонентный состав нафтенового конденсата скв. 8904 (н-алканы 3,56 % мас., изопреноидные алканы 1,28 % мас., низкокипящая ароматика и нафтены - 1,95 и 29,31 % мас.) достаточно сопоставим с составом аномального конденсата скв. 8824 (2010 г. отбора).

Выводы

Первоначально нафтеновые конденсаты были зафиксированы авторами настоящей статьи только в подобъекте 1А (пласты ПК18, 19, 21) первого эксплуатационного объекта. Для скважин, в которых зафиксированы нафтеновые конденсаты, отмечается резкое падение потенциального содержания фракции С5+.

Дальнейшие исследования позволили зафиксировать аномальные случаи появления нафтеновых конденсатов в скв. 8395 (переход нафтенового в метанонафтеновый) и 8824 (переход метанонафтенового в нафтеновый).

Высота пика, ц V

а

б

700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 о

мЧт» а ь с =г S ь Уренгой скв. 8904 (д.о. 30.06.09 г) 6. DATA

Л ill 1? Lii It о Жл 2 § 1 л г ulj, Ji/i'L.Ja. й- ч- - в I І2 = £ <о S. а. О И 'О <_) г- Ю о - 2 о ^ 5J £ й_вцтй

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 4С

В

Время выхода, мин

Рис. 3. Хроматограммы конденсатов: а - 2008 г. отбора; б - 2010 г. отбора; в - типичного нафтенового

конденсата

ил

Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I___________________________________

Химический состав воды, полученной при конденсатных исследованиях в скв. 8395 (БУ8/о, 8, 9), показал, что она имеет характеристику вышележащего сеноманского комплекса. В ходе обследования были выявлены нарушения труб НКТ выше интервала перфорации. После устранения выявленных дефектов скважина стала работать метанонафтеновым конденсатом.

После 10 лет эксплуатации скв. 8824 (БУо, 1-2, 5-6) в пробе 2010 г. одновременно с появлением нафтенового конденсата отмечено интенсивное обводнение и резкое падение потенциала, в связи с чем она выведена из фонда эксплуатационных скважин.

На основании анализа данных ИКС и газожидкостной хроматографии (ГЖХ) конденсатов Уренгойского НГКМ можно предположить, что в тех скважинах, где появляется нафтеновый конденсат, происходит прорыв флюидов из вышележащих отложений (сеномана).

Данные ИКС и ГЖХ могут быть использованы для контроля работы эксплуатационных скважин и уже на ранних этапах исследований фиксировать происходящие в них нарушения.

Авторы настоящей статьи считают необходимым провести обследование состояния НКТ в тех скважинах, где появляются нафтеновые конденсаты, для выявления возможных нарушений, их устранения и возвращения этих скважин в фонд действующих.

Список литературы

1. Артемьев В.Ю. Особенности компонентного состава конденсатов первого эксплуатационного объекта Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / В.Ю. Артемьев, Л.С. Косякова, Н.М. Парфёнова и др. // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. тр. / Под ред. Б. А. Григорьева. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 33-45.

2. Артемьев В.Ю. Инфракрасные характеристики флюидов нижнемеловых отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / В.Ю. Артемьев, В.И. Лапшин, Э.Т. Стройный // Современное состояние и перспективы развития газоконденсатных и термодинамических исследований: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2005. - С. 164-173.

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