О наличии в газоконденсатных залежах Азербайджана рассеянных жидких углеводородов | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 30 ноября, печатный экземпляр отправим 4 декабря.

Опубликовать статью в журнале

Автор:

Рубрика: Технические науки

Опубликовано в Молодой учёный №48 (286) ноябрь 2019 г.

Дата публикации: 18.10.2019

Статья просмотрена: 2 раза

Библиографическое описание:

Гасанов И. Р. О наличии в газоконденсатных залежах Азербайджана рассеянных жидких углеводородов // Молодой ученый. — 2019. — №48. — URL https://moluch.ru/archive/286/62893/ (дата обращения: 22.11.2019).

Препринт статьи



Анализ динамики содержания конденсата и изменения его плотности позволяет уже на ранней стадии эксплуатации залежи установить наличие в газоконденсатной залежи рассеянных жидких углеводородов. Сопоставительное изучение этих параметров по отдельным скважинам может уточнить характер распределения РЖУ по разрезу и по площади залежи. Наличие в газоконденсатной залежи РЖУ в определенных условиях может существенно повлиять на добычу жидких углеводородов и учет их представляется важным.

Ключевые слова: газоконденсат, рассеянные жидкие углеводороды, залежи, распределение, исследование.

Analysis of the dynamics of the condensate content and changes in its density allows establishing the presence of scattered liquid hydrocarbons (SLH) in the gas condensate deposit at an early stage of operation of the deposit. A comparative study of these parameters for individual wells can clarify the nature of the distribution of SLH in the section and in the area of the deposit. The presence of a gas condensate deposit of SLH in certain conditions can significantly affect the production of liquid hydrocarbons and their accounting is important.

Key words: gas condensate, scattered liquid hydrocarbons, deposits, distribution, research.

В большинстве коллекторов газоконденсатных месторождений Азербайджана отмечено наличие в пористой среде рассеянных жидких углеводородов (РЖУ), существенно отличающихся по некоторым своим свойствам от ретроградного конденсата. Количество этой жидкости, судя по опубликованным данным, колеблется в достаточно широких пределах.

В [3], например, приводятся результаты исследований, устанавливающие, что отмеченная жидкость на месторождении «Карадаг» распределена по всей площади газоконденсатной области залежей, но распределена неравномерно. Это достаточно определенно устанавливается и по данным эксплуатации. Содержание РЖУ в газовой зоне залежи VII горизонта по результатам анализа кернов колеблется в пределах 2,7–26,5 % от объема пор со средним значением по 13 образцам равным 12 %. При этом конденсат в процессе эксплуатации скв. 78 и 136 изменялся соответственно в пределах 176–40 г/м3 и 167–30г/м3, а плотность конденсата в пределах 0,779–0,741 г/см3 и 0,767–0,747 г/см3. Аналогичная картина имела место и по другим скважинам VII горизонта и свидетельствовала о малом участии отмеченной жидкости в формировании уровней жидких углеводородов в основной период истощения залежи.

В VIII горизонте того же месторождения по данным исследования кернов содержание РЖУ было существенно выше, достигая в отдельных образцах 35–38 % от объема пор [3]. Большинство скважин VIII горизонта продуцировало конденсатом повышенной плотности, колебавшейся в пределах 0,795–0,835 г/см3.

Интересным объектом изучения данной проблемы является месторождение «Бахар». Будучи многопластовым и имея в разрезе газоконденсатные и газоконденсатонефтяные залежи, оно также позволяет исследовать ряд характерных проявлений присутствия в пористой среде рассеянной углеводородной жидкости. Насыщенность ею отобранных кернов была различной и колебалась по отдельным образцам от 1 до 37 % от объема пор.

Покажем на примере IX горизонта, как сказывалось наличие РЖУ на изменении плотности добываемого конденсата.

Скважина № 103 эксплуатировала указанную залежь с 1975 г. Начальная плотность добываемого конденсата была на уровне 0,7914 г/см3 и в течение первого года снизилась до 0,7850 г/см3. Затем величина плотности стабилизировалась на некоторый период, после которого увеличилась до 0,792 г/см3, поднявшись несколько выше своей начальной величины. При этом изменилась и окраска добываемого конденсата, что недвусмысленно говорит в пользу присутствия в продукции тяжелых углеводородов не ретроградного происхождения.

Вышеуказанные более наглядно видно по данным работы скважины № 106. Она вступила в эксплуатацию в 1979 г. К этому моменту пластовое давление от начального 45,2 МПа упало до 32,6 МПа, что привело к некоторому выпадению конденсата в пласте и увеличению его насыщенности жидкими углеводородами, состоящими из смеси первоначальной жидкости и ретроградного конденсата. В результате этого в процессе эксплуатации скважины плотность добываемого конденсата с 0,7729 г/см3 в момент пуска, сразу начинает, увеличивается, достигая в течение двух лет величины 0,7968 (периодически 0,8116 г/см3) (Рис.1).

Рис. 1. Изменение плотности добываемого конденсата скв.106 месторождения Бахар в процессе эксплуатации.

Опыт работы с газоконденсатными месторождениями [1,2,3] Азербайджана показывает, что анализ изменения в начале разработки конденсато-газового фактора (КГФ) и плотности добываемого конденсата позволяют устанавливать наличие в пористой среде первоначальной углеводородной жидкости. Покажем это на примере скважин, эксплуатирующих V и VII горизонты месторождения «Булла-море».

V горизонт месторождения разрабатывается с января 1975года, с вводом в эксплуатацию скв. № 14, с начальным дебитом газа 300 тыс.м3/сут. и конденсата — 56,6 т/сут. В течение 3 лет и 5 месяцев эта скважина эксплуатировала низы V горизонта. За первые пять месяцев ее работы КГФ увеличился с начальной величины 188,7 до 407 г/м3 и далее в течение всего времени работы до дострела верхней продуктивной пачки V горизонта колебался в интервале 240–400 г/м3, оставаясь больше своей первоначальной величины. Верхняя продуктивная пачка V горизонта была вскрыта и эксплуатировалась с декабря 1977 года скв. № 23 с начальным дебитом газа 623 тыс.м3/сут. и конденсата 97 т/сут. Важно при этом, что КГФ по скв. № 23 никогда не превышал величины 184 г/м3, т. е. находился на уровне его начального значения по скв. № 14. Приобщение верхней пачки в скв. № 14 всего через 38 суток после ввода скв. № 23 сопровождалось резким увеличением производительности скв. № 14 по газу с 255 тыс. м3/сут. перед дострелом до 630 тыс.м3/сут. и ростом устьевого давления с 10,0 МПа до 18,5 МПа. Таким образом, было установлено что верхняя и нижняя продуктивные пачки V горизонта являются изолированными объектами с примерно одинаковыми начальными величинами КГФ по ним. Однако в низах V горизонта, очевидно, имелась рассеянная углеводородная жидкость, которая и привела к росту КГФ по скв. № 14 в первый период ее эксплуатации.

VII горизонт месторождения «Булла-море» является одной из крупных в Азербайджане залежью газоконденсата. Фазовое состояние флюидов VII горизонта в начале разработки изучалось по данным скважинам № 20 и № 22. Было выявлено, что пластовая углеводородная система до начала эксплуатации залежи находилась в двухфазном состоянии, т. к. перевести рекомбинированную пробу в бомбе РVT в однофазное состояние не удалось. Аналогичный результат был получен позже при термодинамическом исследовании продукции скв. № 32. В VII горизонте также отмечается рост конденсатосодержания и плотности добываемого конденсата. В таблице 1 показано, как соотносятся начальные и максимально достигнутые значения по отдельным скважинам. Приведенные в таблице данные, кроме того, показывают, что первоначальная жидкая углеводородная фаза имеет распространение по всей площади газоносности.

Таблица 1

Величины начальных удельных (на 1м эффективной мощности) дебитов иплотностей добываемого конденсата по отдельным скважинам месторождения Бахар

IX горизонт

Xв горизонт

№ скв.

к

кг/м3

Qг/h

скв.

к

кг/м3

Qг/h

34

20

103

54

63

785,6

796,3

790,4

788,2

777,0

0,3241

0,1644

0,1794

0,2604

0,3750

16

25

7

10

11

808,4

797,7

792,6

786,2

779,5

0,0532

0,1666

0,3125

0,3738

На примере залежей месторождения Карадаг было показано [3], что существует связь между проницаемостью коллектора и величиной насыщенности РЖУ, причем последняя тем больше, чем менее проницаем коллектор. Применительно к отмеченным выше объектам эксплуатации месторождения «Карадаг», что проницаемость слабо насыщенного РЖУ VII горизонта составила 60 мд, а проницаемость сильно насыщенного VШ горизонта — 28 мд.

Анализ эксплуатации газоконденсатных месторождений показывает, что отмеченная тенденция просматривается и в пределах одной залежи. Так, начальные дебиты скважин № 11 и 40 VШ горизонта месторождения «Бахар», приходящиеся на 1м работающей мощности, соответственно были равны 16,3 и 21,7 тыс.м3/сут., при плотности добываемого конденсата соответственно 0,7970 г/см3 и 0,7872 г/см3. Аналогичная информация по скважинам IX и горизонтам, вступившим в начальный период эксплуатации, приведена в таблице 2.

Таблица 2

Данные эксплуатации скважин VIIв горизонта м. Булламоре

скважин

Блоки

Кровля

Интервальная перфорация, м

Дата пуска в эксплуатацию

КГФ, кг/м3

Плотность добываемого конденсата, к кг/м3

Подошва залежи, м

начальное

максимальное

начальное

максимальное

20

IV

53065345

25.04.76

0,283

0,418

804,5

815,8

22

IV

56305660

23.04.76

0,363

0,448

811,7

827,5

28

IV

51205160

06.09.76

0,332

0,451

811,6

823,2

25

IV

56905730

01.06.77

0,284

0,320

812,0

818,5

31

II

54175450

15.11.78

0,302

0,338

808,4

812,9

34

III

55755597

21.01.79

0,286

0,345

782,1

813,4

40

III

56305654

15.08.79

0,272

0,288

808,5

817,8

42

III

58405877

27.05.79

0,317

0,349

814,5

812,4

38

III

61396172

08.06.80

0,262

0,352

807,7

812,4

В условиях VII горизонта месторождения «Булла-море», как показал анализ, распределение РЖУ имеет более сложный характер. В частности, было установлено, что несмотря на повсеместный характер распространения, имеется достаточно четкая информация о существенном увеличении насыщенности пор неретроградными углеводородами в самой нижней, приподошвенной части разреза (см.таблицу 1). Проанализируем данные таблицы, относящиеся к трем наиболее ранним скважинам. Все три скважины находятся в одном блоке и эксплуатируют VII верх горизонт. При этом и по времени ввода, и по стратиграфической отметке продуктивного разреза скв.№ 20 занимает среднее положение. Вместе с тем, как видно из таблицы 1 и по величине конденсатогазового фактора и по плотности добываемого конденсата она уступает скв. № № 22 и 28. Причина, как нам представляется, заключается в неполном вскрытии скважиной нижней части продуктивного разреза. Это видно по данным других скважин в целом, чем полнее вскрытие, тем больше КГФ и .Еще более наглядный довод в пользу сказанного представляют результаты эксплуатации скважин № № 61 и 74.

Скважина № 61 вступила в эксплуатацию 18.03.83 г, из низов продуктивного разреза VII горизонта с КГФ 250 г/м3. Первые несколько дней она работала с эмульсией. Плотность добываемой углеводородной жидкости колебалась в пределах 0,8339–0,8398 г/см3. Далее имел рост производительности скважины и заметное снижение плотности конденсата, которая колебалась в интервале 0,8288–0,8105 г/см3. В течение двух месяцев дебит и устьевые параметры снизились, и было принято решение приобщить верхние пачки объекта. Использованный при этом буровой раствор полностью 1,85 г/см3 не позволил восстановить циркуляцию и скважина интенсивно поглощала. После дострела верхних продуктивных пачек скважину вели в эксплуатацию, но плотность добываемого конденсата уже равнялась 0,7784 г/см3. Поскольку есть все основания полагать, что нижний интервал был задавлен фильтратом бурового раствора, то данную плотность можно с уверенностью отнести к плотности добываемого конденсата из вновь приобщенных верхних интервалов объекта. Сравнивая плотности конденсата до и после прострела, можно недвусмысленно утверждать о высокой насыщенности по приподошвенной части разреза углеводородной жидкостью неретроградного происхождения.

В скв. № 74 также перфорирован интервал в подошве VII горизонта. При этом скважина вступила в эксплуатацию с низким дебитом газа равным 140 тыс.м3/сут., и высоким КГФ (дебит по углеводородной жидкости 25 т/сут). Плотность добываемой жидкости равнялась 0,8406–0,8516 г/см3 и поступала она в виде эмульсии. Нелишне будет отметить, что скв. № 74 расположена в присводовой зоне, что делает вывод о существенном скоплении рассеянных жидких углеводородов в приподошвенной части продуктивного разреза для VII горизонта месторождения «Булла-море» достаточно обоснованным.

Отмеченный выше вывод, на наш взгляд, имеет еще и другое важное значение, анализируя распределение жидких углеводородов неретроградного типа по разрезу горизонта, можно уточнить разделение продуктивного разреза на объекты.

Так, в пределах VII горизонта месторождения «Булла-море» устанавливается возможность разделить весь продуктивный разрез на две части. При этом, в нижней части продуктивных интервалов VIIВ и VIIН установлено повышенное содержание жидких углеводородов.

Таким образом, анализ динамики содержания конденсата и изменения его плотности позволяет уже на ранней стадии эксплуатации залежи установить наличие в газоконденсатной залежи рассеянных жидких углеводородов. Сопоставительное изучение этих параметров по отдельным скважинам может уточнить характер распределения РЖУ по разрезу и по площади залежи. Наличие в газоконденсатной залежи РЖУ в определенных условиях может существенно повлиять на добычу жидких углеводородов и учет их представляется важным.

Знание характера распределения рассеянных жидких углеводородов в пористой среде может существенно скорректировать выбор системы вскрытия пластов, а в определенной ситуации поставить вопрос о возможном воздействии на залежь с целью увеличения отдачи недр.

Литература:

  1. М. Т. Абасов, Х. Б. Юсуфзаде и др. Геология и разработка морского месторождения Южная. Изд. «Элм», Баку, 1979, 168 с.
  2. А.Х Мирзаджанзаде, Н.А Алиев, Х.Б Юсифзаде, Т.Ш Салаватов. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Элм-1997.
  3. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения Азербайджана. Азернешр, 1967, 260 с.


Задать вопрос