PVT Data Evaluation and Geochemical Fingerprinting: Approaches and Results

Full Text

Введение

Наличие достоверных данных о PVT свойствах (англ. Pressure, Volume, Temperature – давление, объём, температура) пластовых флюидов играет важнейшую роль при подсчёте запасов залежей углеводородов (далее – УВ) и позволяет принимать обоснованные решения при проектировании разработки и обустройства месторождений. Однако получение этих данных сопряжено с рядом проблем, таких как отсутствие или недостаточность исследований при начальных термобарических условиях на этапе геологоразведочных работ, получение некондиционных результатов выполненных промысловых, лабораторных и экспериментальных исследований [1]. На практике эти проблемы преодолеваются за счёт проведения комплексных работ по исследованию пластовой системы, включающих в себя:

− проведение лабораторных исследований по многим направлениям (PVT, физико-химические, геохимические и иные анализы);

− совместный анализ геологических, промысловых и лабораторных данных;

− применение современных методов математического моделирования.

При анализе данных специалисты стремятся повысить достоверность получаемых данных и улучшить методы их интерпретации. Свойства пластовых флюидов зависят от термобарических условий, которые включают в себя температуру и давление в пласте, и изменяются в процессе разработки. Поэтому анализ и оценка проб пластовых флюидов актуальны на всех стадиях жизненного цикла месторождений [2].

Материалы и методы

Для оценки PVT данных был применён сравнительный метод анализа свойств пластового флюида, основанный на результатах экспериментальных исследований и выявления закономерностей изменения этих свойств. Значения свойств пластовой нефти зависят от методики разгазирования проб в лабораторных условиях, т.е. от вида эксперимента (стандартная сепарация, дифференциальное разгазирование, ступенчатая сепарация). Стандартная сепарация проводится практически во всех пробах пластовой нефти, и используется единый подход к методике проведения эксперимента – одна ступень разгазирования при стандартных условиях. Поэтому для выявления взаимосвязи параметров пластовой нефти рекомендуется строить графики зависимостей свойств пластовой нефти в стандартных условиях [3, 4].

 

Рисунок 1. Фрагмент структурной карты по отражающему горизонту VI

Figure 1. Fragment of the structural map by reflective horizon VI

 

Объектом исследования являются три месторождения – Уаз Основной, Уаз Восточный и Уаз Северный, приуроченные к надсолевому комплексу структуры Уаз (рис. 2). PVT исследования начались на стадии разведки в 1999 г. по месторождению Уаз Основной, где были отобраны 57 проб нефти из меловых и юрских продуктивных горизонтов. По месторождению Уаз Восточный исследования начались в 2013 г., были изучены 53 пробы нефти, характеризующие меловые (K), юрские (J) и триасовые (T) продуктивные горизонты. По месторождению Уаз Северный исследования начались в 2017 г., изучен только триасовый продуктивный горизонт, который охарактеризован 29 глубинными пробами нефти. Для определения и анализа свойств нефти в пластовых условиях были построены графики зависимости давления насыщения от газосодержания и плотности сепарированной нефти от коэффициента растворимости газа (рис. 3–4) [5].

 

Рисунок 2. Фрагмент структурной карты по отражающему горизонту V

Figure 2. Fragment of the structural map by reflective horizon V

 

Рисунок 3. Зависимость давления насыщения от газосодержания

Figure 3. Saturation pressure dependence on gas content

 

Рисунок 4. Зависимость плотности нефти от коэффициента растворимости газа

Figure 4. Dependence of oil density on gas solubility coefficient

 

С целью выявления генетического сходства и различий был произведён детальный геохимический анализ (фингерпринтинг). Фингерпринтинг нефти позволяет провести корреляцию составов нефти по определенным параметрам с разных горизонтов, резервуаров и месторождений, выявить их схожесть и различия при помощи уникальных 12 ароматических компонентов в их составе, которые эллюируются между н-алканами С₈–С₁₀ [6]. По концентрации пиков строятся т.н. звёздные диаграммы, наглядно иллюстрирующие сходства и различия. Звёздные диаграммы отображают относительное содержание каждого компонента в виде лепестков, отходящих от центра, иллюстрируя отношения концентраций различных ароматических соединений. Его суть заключается в определении индивидуальных характеристик флюида, т.н. «отпечатков пальцев» резервуара. Каждый флюидодинамически сообщающийся резервуар (пласт либо группа пластов) имеет свой уникальный набор соединений в определённых концентрациях, отражающих состав и свойства флюидов в резервуаре (пласте).

Газожидкостная хроматография позволяет изучить состав и характер распределения н-алканов и изопреноидного строения на молекулярном уровне, по результатам которых можно оценить качество образца и его пригодность для дальнейших анализов фингерпринтинга. Наличие н-алканов и отсутствие биодеградации являются ключевыми показателями, которые позволяют оценить качество образца нефти и его пригодность для дальнейших анализов фингерпринтинга:

− н-алканы являются нормальными УВ, присутствующими в нефти. Их концентрация и распределение дают важную информацию о первичном составе нефти и её геохимических характеристиках;

− высокая концентрация н-алканов указывает на то, что нефть сохранила свои исходные свойства и не подверглась значительному разрушению или изменению. Это важно для проведения дальнейших геохимических анализов и фингерпринтинга, т.к. стабильный состав обеспечивает точность и надёжность результатов;

− для фингерпринтинга, который основан на идентификации уникальных химических характеристик нефти, отсутствие биодеградации особенно важно. Это позволяет получить более точные и надёжные данные о происхождении и характеристиках нефти.

Эти критерии указывают на высокое качество образцов и отсутствие биодеградации. По исследуемым двум пробам нефти из скважин месторождения проведена многомерная газовая хроматография (LTM-MDGC), позволившая определить различия в исследуемых пробах нефти [7].

Результаты

Результаты исследования показали, что все образцы нефти можно классифицировать на три группы в зависимости от их коэффициента растворимости газа, каждая из которых демонстрирует свою собственную корреляцию (рис. 3).

I группа нефти меловых и юрских горизонтов месторождений Уаз Основной и Уаз Восточный является тяжёлой, с плотностью в пределах от 868,3 до 923,7 кг/м³, обладает меньшей способностью растворять газ (рис. 4).

II группа нефти месторождения Уаз Северный в районе скважины У-23 со средней плотностью в пределах 828–843 кг/м³ имеет среднюю растворимость газа (рис. 4).

III группа – более лёгкая, с плотностью от 786 до 803 кг/м³, имеет более высокий коэффицент растворимости газа (рис. 4). Это связано с тем, что нефть с меньшей плотностью имеет более высокую способность растворять газ, благодаря чему молекулы газа могут эффективнее распределяться и оставаться в нефти в растворенном состоянии. III группа представлена нефтью триасовых горизонтов месторождений Уаз Северный и Уаз Восточный. Здесь хочется отметить, что по результатам исследования геолого-сейсмических работ также было выявлено, что на месторождениях Уаз Северный и Восточный имеют одинаковое происхождение структурно-седиментационные ловушки, что подтверждается анализом свойств пластовых флюидов.

Сходство нефти I группы меловых и юрских горизонтов месторождений Уаз Основной и Восточный объясняется тем, что они геологически расположены в одном (южном) крыле (рис. 1), и, возможно, продуктивные горизонты имеют между собой гидродинамическую связь.

Различия в свойствах флюида во II группе нефти на скважине У-23 месторождения Уаз Северный могут быть обусловлены несколькими факторами (рис. 5). Первым фактором является глубина отбора проб (интервал отбора на границе водонефтяного контакта (далее – ВНК) (рис. 6), а также продуктивный горизонт, примыкающий к кровле соленосных отложений (рис. 7), который может повлиять на состав флюида из-за сложившихся пластовых условий на этом участке. Вторым аспектом является высокое содержание азота в газе нефти, что может привести к повышению давления насыщения за счёт плохого растворения азота в нефти.

 

Рисунок 5. Зависимость давления насыщения от газосодержания

Figure 5. Saturation pressure dependence on gas content

 

Рисунок 6. Структурная карта месторождения Уаз Северный

Figure 6. Structural map of the Uaz North field

 

Здесь также хочется отметить, что одна проба нефти из скважины УС-10 и две пробы нефти из скважины УС-3 находятся на линии тренда скважины У-23, что указывает на схожесть параметров нефти нижнего триаса (рис. 5). На рис. 6 можно заметить, что скважины УС-10 и УС-3 расположены рядом со скважиной У-23. На рис. 7 видно, что пробы из этих скважин были отобраны из нижнего триаса. Учитывая все эти данные, схожесть нефти может быть связана с их геологическим расположением и вероятной вертикальной миграцией УВ через тектонические нарушения, что способствует смешиванию нефти между скважинами.

 

Рисунок 7. Схема обоснования ВНК по месторождению Уаз Северный

Figure 7. Justification scheme of the OWC for the Uaz North field

 

Для подтверждения схожести нефти II группы был выполнен отбор поверхностных проб для геохимических исследований (фингерпринтинг нефти) из скважин У-23 и У-10. Из каждой скважины было отобрано по три параллельных пробы.

По результатам сопоставления ароматических компонентов в нефти в виде лепестковых диаграмм в составе исследованных образцов в скважинах У-23 и У-10 месторождения Уаз Северный, нефть обладает схожими составами ароматических компонентов, наблюдается индентичность звёздных диаграмм, что указывает на хорошую флюидосообщаемость пород-коллекторов (рис. 8).

 

Рисунок 8. Результат фингерпринтинга образцов нефти месторождения Уаз

Figure 8. Result of oil sample fingerprinting from the Uaz field

 

По хроматограммам (рис. 9) можно судить, что все изученные нефти не биодеградированные и годны для дальнейшего анализа методом фингерпринтинга. Так, при проведении детальных геохимических исследований по фингерпринтингу нефти скважин У-23 и У-10 обнаружена схожесть по составу, что подтверждает сообщаемость скважин и одинаковые резервуарные условия (рис. 10–11). Таким образом, существование в разрезе, близком по физико-химическим свойствам и углеводородному составу нефти месторождения Уаз, свидетельствует о единой генетической основе.

 

Рисунок 9. Хроматограмма общего компонентного состава нормальных и изопреноидных УВ нефти скважин У-10 и У-23

Figure 9. Chromatogram of the total component composition of normal and isoprenoid hydrocarbons of oil from wells U-10 and U-23

 

Рисунок 10. Хроматограмма ароматических компонентов нефти скважины У-10 месторождения Уаз Северный

Figure 10. Chromatogram of aromatic components of oil from well U-10 of the Uaz North field

 

Рисунок 11. Хроматограмма ароматических компонентов нефти скважины У-23 месторождения Уаз Северный

Figure 11. Chromatogram of aromatic components of oil from well U-23 of the Uaz North field

 

Обсуждение

Исходя из совокупного анализа и оценки данных по результатам PVT исследований и фингерпринтинга нам удалось выявить различия и схожесть свойств пластовых флюидов в рамках трех месторождений: Уаз Основной, Уаз Восточный и Уаз Северный. Различия в свойствах нефти во II группе могут быть связаны с глубиной отбора проб, близким расположением соленосного купола и содержанием азота, что важно учитывать при интерпретации данных и планировании разработки. Полученные данные позволили более точно определить регионы с общими свойствами PVT, что в свою очередь способствует более глубокому анализу и влияет на принятие решений при эффективном управлении разработкой месторождений.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Дукесова Н.К., Кунжарикова К.М. – генерация идеи, постановка задач, анализ и проверка результатов исследования, интерпретация и систематизация; Бисикенова Л.М., Бектас Г.Ж. – проведение исследований, написание и редактирование рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. The authors declare that they received no external funding for this study.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Nadezhda K. Dukessova, Klara M. Kunzharikova – generating the idea of the study, setting the tasks, analysis and verification of the research results, interpreting and systematizing; Laura M. Bissikenova, Gaukhar Zh. Bektas – conducting research, writing and editing the manuscript.

About the authors

Nadezhda K. Dukessova

KMG Engineering

Email: N.Dukessova@niikmg.kz
ORCID iD: 0009-0009-7198-731X
Kazakhstan, Astana

Klara M. Kunzharikova

KMG Engineering

Email: k.kunzharikova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0002-5121-0123
Kazakhstan, Astana

Laura M. Bissikenova

KMG Engineering

Author for correspondence.
Email: l.bissikenova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0008-6294-7773
Kazakhstan, Astana

Gaukhar Zh. Bektas

KMG Engineering

Email: G.Bektas@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-5991-7978
Kazakhstan, Astana

References

Supplementary files