Лапшин В.И. Термогазодинамические особенности формирования и извлечения пластовых флюидов на Астраханском месторождении

Подождите немного. Документ загружается.

Открытое акционерное общество «Газпром»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов

и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Москва 2010

В.И. Лапшин, Д.В. Изюмченко, В.А. Николаев, Р.И. Гатин

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ

ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

НА АСТРАХАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Обзорная информация

УДК 622.279.3:53(470.46)

Лапшин В.И. Термогазодинамические особенности формирова-

ния и извлечения пластовых флюидов на Астраханском месторож-

дении: обзор. информ. / В.И. Лапшин, Д.В. Изюмченко, В.А. Ни колаев,

Р.И. Гатин. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. – 86 с.

Рассмотрены геологические, геохимические и термодинамические

факторы, обеспечившие формирование Астраханского газоконденсатно-

го месторождения. Конкретизировано понятие геохимических горизон-

тов, приведены геологические и термодинамические схемы формирова-

ния пластовой флюидальной системы.

Обоснованы газотермодинамические условия получения представи-

тельных проб пластового газа при газоконденсатных исследованиях сква-

жин. Выявлены закономерности распределения состава и свойств пла-

стового газа по площади в процессе разработки Астраханского ГКМ.

Приведены результаты аналитических и экспериментальных исследова-

ний фазового поведения пластовой системы Астраханского ГКМ, содер-

жащей значительные количества сероводорода и углекислого газа, в раз-

личных термобарических условиях.

Изложены результаты исследований вязкости, сверхсжимаемости и

влагонасыщенности пластового газа. Предложены удобные для практи-

ческого применения графические и аналитические зависимости.

Представлены результаты моделирования дифференциальных

процессов для прогнозирования конденсатоотдачи при разработке

Астраханского ГКМ на истощение. Доказано, что двадцатилетняя прак-

тика разработки Астраханского ГКМ подтверждает прогноз выхода кон-

денсата (С

), полученный в процессе разведки месторождения.

Для специалистов в области разработки месторождений углеводоро-

дов, а также учащихся высших и средних специальных учебных заведе-

ний нефтегазового профиля.

ВВЕДЕНИЕ

Крупнейшее в европейской части России Астраханское газо-

конденсатное месторождение (ГКМ) расположено в юго-западной

прибортовой зоне Прикаспийской впадины, 60 км севернее

г. Астрахани. Юго-восточное окончание месторождения находит-

ся на территории Казахстана. Месторождение приурочено к цент-

ральной части Астраханского свода – крупной палеозойской струк-

туре II порядка размерами от 45 до 110 км по оконтуривающей изо-

гипсе –4100 м.

Астраханское ГКМ является уникальным по запасам, соста-

ву и термобарическим условиям залегания пластовых флюидов.

Продуктивные горизонты башкирских органогенных известняков

среднего карбона образуют ряд залежей с высоким содержанием

кислых компонентов. Продуктивная толща повсеместно перекры-

та сверху глинисто-карбонатными породами ассельско-артинского

возраста, которые с солевой толщей кунгура рассматриваются в ка-

честве флюидоупора.

Месторождение открыто в 1976 г., введено в эксплуатацию в

1986 г. В настоящее время разрабатывается только лицензионный

участок ООО «Газпром добыча Астрахань», на котором сосредото-

чены основные запасы углеводородного сырья (более 65 %). В пре-

делах этого участка в разработку вовлечена только центральная

зона, значительная территория Астраханского ГКМ не освоена.

Проектом разработки месторождения в период до 2019 г. пре-

дусмотрен режим истощения пластовой энергии при максимальном

уровне годовой добычи 12 млрд м

газа сепарации. На 01.01.2009 г.

отобрано около 5 % от суммарных запасов при темпе годового от-

бора 0,5 % от запасов лицензионного участка.

Выбор метода разработки на истощение с низким темпом от-

бора обоснован экономическими и экологическими факторами.

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

Увеличение объемов добычи на Астраханском ГКМ сдерживает-

ся в основном жесткими ограничениями по выбросам вредных ве-

ществ в атмосферу. Значительную проблему представляет также

сбыт газовой серы, являющейся одним из продуктов переработки

сероводородсодержащего пластового сырья.

Цель настоящего научно-технического обзора – привлечь вни-

мание специалистов к геологическим и термодинамическим фак-

торам, которые обеспечили формирование А

страханского ГКМ, и

к результатам анализа существующих аналитических и экспери-

ментальных исследований физико-химических свойств и фазового

поведения сложной многокомпонентной пластовой системы этого

уникального месторождения.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ

И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ

ПЛАСТОВОЙ ФЛЮИДАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ

АСТРАХАНСКОГО ГКМ

Исследования физико-химических и термодинамических ха-

рактеристик газожидкостных систем (ГЖС) различного типа по-

зволили реконструировать условия формирования и прогнози-

ровать особенности фазовых превращений пластовой системы

Астраханского ГКМ.

Были изучены процессы генерации, растворения, миграции

и аккумуляции углеводородных и неуглеводородных компонен-

тов пластовой смеси сероводородсодержащих месторождений

(Астраханского, Карачаганакского, Тенгизского и др.) с исполь-

зованием палеотектонических, геохимических и термодинамиче-

ских методов. В результате разработана геофизикохимическая мо-

дель, которая базируется на следующих позициях [1–8]:

• принцип раздельной генерации жидких и газообразных УВ в

наиболее благоприятных для этого зонах;

• возможность реконструкции «палеонефти» и «палеогаза» по

генетическим и другим показателям;

• наличие эффекта «термодинамической памяти», выража-

ющегося в растворении палеонефтей в палеогазах (в камере PVT)

при переводе систем в закритическое состояние, что позволяет

фактически воспроизводить современные реальные пластовые га-

зожидкостные системы (ПГЖС).

Сложные геолого-литологические условия пластов Прикас пий-

ской впадины предопределяют необходимость выбора нескольких

опорных геохимических горизонтов [9–10]. В условиях соляно-

купольной тектоники и чередования терригенных и карбонатных

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

отложений Прикаспийской впадины были выделены три опорных

гео химических горизонта [3].

Первый опорный горизонт (100–150 м от поверхности) контро-

лирует процессы формирования ПГЖС в надсолевых горизонтах

до кунгурских соляных толщ (прогнозы осуществляются по ано-

мальным газовым полям [7]). Для установления характера насы-

щения вероятных залежей результаты проведения газовой съемки

сравниваются с основными свойствами ПГЖС в нормальных тер-

мобарических условиях

(табл. 1.1). При составлении таблицы ис-

пользован анализ ПГЖС более 300 залежей нефти и газа различ-

ных районов России и Ближнего Зарубежья [5]. В табл. 1.1 кро-

ме составов газообразных и жидких УВ систем приведена оцен-

ка вероятности прогноза залежей геохимическими методами.

В табл. 1.2 представлены данные прогнозов, проведенных по ано-

мальным газовым полям, полученным в результате геохимиче-

ских исследований при поисках Бугринского газового месторож-

дения (Астраханская область) и газоконденсатного месторождения

Андыген (Узбекистан) [5].

При отсутствии данных газовой съемки прогнозирование со-

ставов УВ залежей производится с использованием состава и

свойств базовых ПГЖС. Как следует из табл. 1.2, существует вы-

сокая вероятность прогнозирования составов УВ систем надсоле-

вых газовых и газоконденсатных залежей прямыми геохимически-

ми методами по опорным геохимическим горизонтам. Нефтяные

залежи, особенно насыщенные тяжелой нефтью, таким способом

не прогнозируются.

Второй опорный горизонт расположен под региональным высо-

коэффективным экраном (кунгурская солевая толща в совокупности

с отложениями кремнисто-глинистых пород сакмаро-артинского го-

ризонта). Основная часть запасов УВ сырья сосредоточена в под-

солевых горизонтах. Второй опорный горизонт на Астраханском

своде (3900–4100 м) отражает геохимические и термодинамиче-

ские процессы, проходящие в карбонатных толщах среднего и ниж-

него карбона до верхнего девона, на Карачаганакской площади – в

карбонатных толщах нижней перми, среднего и нижнего карбона.

Геохимическими и термодинамическими особенностями подсо-

левых карбонатных толщ являю

тся наличие в составе пластовых

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

Таблица 1.1

Состав и свойства пластовых газожидкостных систем

(нормальные термобарические условия залегания)

Пластовые газожидкостные

системы

Газовая фаза Жидкая фаза

Вероятность

прогноза

прямыми

методами

2 + р

Содержание

г/м

Газо-

cодержание,

/м

Плотность,

кг/м

Газовые:

легкий газ 98.43 0.20 0.05 0.12 1.20 2.0–20 хорошая

нормальный газ 95.33 0.50 0.16 0.10 3.91 650

Газожидкостные:

легкая газовая фаза 92.29 3.99 1.39 0.51 1.82 > 20 670–800 хорошая

Утяжеленная газовая фаза 85.90 6.56 3.24 1.49 2.81 < 1000 750–830

Переходные

(от газоконденсатной к нефтяной) 67.20 14.00 10.50 4.60 3.70 1000–300 750–850 удовлет.

Нефтяные:

легкие нефти 32.70 19.80 24.0 18.20 5.30 300–50 820–870 удовлет.

тяжелые нефти 91.10 2.48 1.57 0.88 3.97 < 50 870 не прогн.

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

Таблица 1.2

Примеры геохимического прогноза по результатам газовой съемки и по базовым моделям ПГЖС

(нормальные термобарические условия залегания)

Месторождение

Газовое Газоконденсатное Нефтяное

Бугринское Андыген Верблюжье

Геологический возраст Триас Мел и верхняя юра 1-я залежь – юра 2-я залежь – мел

Глубина залегания залежи 2740–2792 м 1000 м 1640–1638 м 862–868 м

Газовая съемка В интервале глубин

100–150 м АГП по

метану в 100 раз

превышают фоновые

значения

На глубине 150 м АГП

в 20–30 раз превышают

фоновые значения.

Состав газа (% мол.):

– 91.5; С

– 4.9; С

– 2.8;

– 0.8

Скв. 4 Верблюжья –

не проводилась

Скв. 9 Верблюжья –

не проводилась

Состав газа в залежи,

% мол.:

2+р



нефти

г/см

Фактический

состав:

93.25

0.07

0.02

0.01

–

5.35

–

Фактический состав:

91.20

4.6

2.1

1.8

–

Фактический состав:

84.41

6.15

1.93

0.7

0.31

6.49

0.7961

Фактический состав:

94.01

1.78

0.87

0.28

сл.

3.07

0.9150

Геохимический прогноз по

базовым моделям

Газовая система

(легкий газ)

Газоконденсатная система

(легкая газовая фаза)

Газоконденсатная

система (утяжеленная

газовая фаза)

Газовая система

(легкий газ) / Нефтяная

система (тяжелая

окисленная нефть)

АГП – аномальные газовые показатели

ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ...

систем сероводорода и углекислого газа, а также аномально высокие

пластовые давления (АВПД) и температура. Следовательно, ПГЖС

находится в особых (жестких) термобарических условиях. Состав

и свойства типичных ПГЖС, которые находятся в подобных пла-

стовых условиях, отражены в табл. 1.3. Такие термодинамические

условия будут определять поведение ПГЖС от второго до третьего

опорного геохимического горизонта.

Третий опорный г

оризонт связан с изменением литологии, за-

мещением карбонатных пород в верхнем девоне терригенными,

в результате чего происходит изменение газовой составляющей

ПГЖС, а именно значительное уменьшение (практически до 0) со-

держания сероводорода.

Литологическая и тектоническая обособленность Астрахан-

ского свода явилась благоприятным фактором для образования

замкнутой изолированной газогидродинамической системы с осо-

быми условиями накопления углеводородов, образования серово-

дорода и углекислого газа, возникновения АВПД [11–14].

Согласно [15], АВПД наблюдаются при погружении нефтега-

зоматеринских пород в процессе формирования месторождения и

образования изолированного подземного резервуара.

Формирование Астраханского ГКМ [3] (рис. 1.1) обусловле-

но палеотектоническими, геохимическими и термодинамически-

ми процессами, проходившими в карбонатных толщах среднего и

нижнего карбона от второго опорного геохимического горизонта

до третьего.

Процесс формирования мог происходить в конце карбона

[10, 16], когда в каменноугольных отложениях на месте Астра-

ханского ГКМ была образована нефтяная залежь. Глубокий раз-

мыв на рубеже карбона и перми привел, по-видимому, к разру-

шению залежи и дегазации пластовой системы. К концу перми

неф тематеринские нижнекаменноугольные породы вошли в ниж-

нюю газогенную зону, а верхняя часть разреза карбона оставалась

в условиях главной зоны нефтеобразования. На протяжении ме-

зозоя основной объем нефтегазоматеринской толщи находился в

нижней газогенной зоне. Поступающие в залежь дополнительные

порции газа постепенно оттесняли нефть вниз по массивному ре-

зервуару, о чем свидетельствуют многочисленные признаки нефти

В.И. ЛАПШИН, Д.В. ИЗЮМЧЕНКО, В.А. НИКОЛАЕВ, Р.И. ГАТИН

Таблица 1.3

Состав и свойства пластовых газожидкостных систем

(жесткие термобарические условия залегания и наличие кислых компонентов)

Пластовые

газожидкостные

системы

месторождений

Газовая фаза Жидкая фаза Вероят-

ность про-

гноза пря-

мыми ме-

тодами

Термо бари-

ческие условия

2 + р

SCO

Содер-

жание

, г/м

Газо-

содер-

жание,

/м

Плотность

(дегазир.

конденса-

та, нефти),

кг/м

Газовые:

Лак 69.70 2.80 0.80 0.60 0.90 15.50 9.70 30 – – хорошая Р

пл

= 66.2 МПа

пл

= 137 °С

= 1.8

Газоконденсатные:

Астраханское 55.26 2.44 0.93 0.60 1.45 25.07 14.25 260 – 810.6 хорошая Р

пл

= 66.0 МПа

пл

= 110 °С

= 1.55

Карачаганакское 71.00 5.10 2.50 1.84 3.61 3.65 5.22 300–700 – 810.0 удовл. Р

пл

= 52–60 МПа

пл

= 76–92 °С

= 1.15–1.35

Нефтяные:

Тенгиз

(легкая нефть)

53.58 10.75 6.60 4.24 0.98 20.55 3.30 – 600–

800

806.0 удовл. Р

пл

= 79–84 МПа

пл

= 175 °С

= 1.77–2.04

Астраханское,

филипповский гори-

зонт (тяжелая нефть)

47.74 4.87 2.35 0.74 14.76 22.14 6.95 – < 100 924.0 не прогно-

зируется

пл

= 54–60 МПа

пл

= 105 °С

= 1.5