Қаражанбас кен орны мысалында тұтқырлығы жоғары мұнайдың қасиеттерін негіздеудегі кешенді әдістемелік тәсіл

Толық мәтін

Введение

По мере истощения сравнительно легко извлекаемых запасов как в мире, так и в Казахстане необходимы новые подходы в области разработки технологий добычи высоковязких нефтей. В промышленно развитых странах высоковязкая нефть рассматривается не столько как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы её развития на ближайшие годы. Особенность тяжёлой нефти объясняется её составом и PVT свойствами, которые оказывают достаточно серьёзное влияние на добычу. Для этого необходимо как можно больше научно-исследовательских работ, содержащих максимальное количество сведений о физико- химических и реологических свойствах исследуемой нефти. Разработка единого поэтапного подхода по созданию и адаптации PVT моделей высоковязкой нефти на основе трехпараметрического кубического уравнения состояния для достоверного моделирования PVT свойств пластовых флюидов позволит получить высококачественные данные, позволяющие принимать стратегические решения по разработке месторождений, проводить точную оценку ресурсов и прогнозировать добычу углеводородов [1].

Основная часть

Одним из важных факторов, осложняющих разработку нефтяных месторождений и делающих нефти трудноизвлекаемыми, является высокая вязкость добываемой нефти, содержащей значительное количество смол, асфальтенов, парафинов, обуславливающих высокую степень структурированности нефти [2].

Согласно последнему утвержденному отчету по подсчёту запасов месторождения Каражанбас (ПЗ-2008 г.), свойства пластовой нефти принимались отдельно по горизонтам А, Б, В, Г, Д1, Д2, Ю-I, Ю-II, Ю-II, Ю-III. Параметры пластовой нефти обосновывались отдельно по горизонтам путём отбраковки некачественных проб и осреднений значений параметров по оставшимся пробам. Однако изученность разных горизонтов пробами неравномерная, и горизонты с отбором небольшого количества проб имеют повышенные неопределенности при оценке параметров. В табл. 1 приведены данные по изученности пробами месторождения Каражанбас.

 

Таблица 1. Изученность месторождения пробами пластовой нефти

Table 1. Knowledge of the field using reservoir oil samples

 

Таблица показывает неравномерную изученность горизонтов. Значительная часть проб отбиралась из совместных горизонтов. Всего по месторождению отобрано 259 проб из 148 скважин, в т.ч. 197 проб из меловых и 62 пробы из юрских отложений.

В ходе аналитической работы по изучению состава и свойств параметров пластовой и сепарированной нефти по месторождению были выявлены следующие характерные особенности:

- высота всей продуктивной толщи (меловые и юрские отложения) достигает 280 м, а разница глубин залегания одного горизонта по разным блокам достигает 200 м;

- плотность дегазированной нефти практически не изменяется по горизонтам, блокам и возрасту коллектора, о чём свидетельствуют выводы по начальным пробам, сделанные в отчёте 1977 г. (941–945 кг/ м³), результаты исследований более поздних отборов проб (среднее значение плотности нефти составляет 937 кг/м³ при стандартном отклонении 6,5 кг/м³); [3].

- изучив зависимость давления насыщения от газосодержания пластовой нефти по пробам с месторождения Каражанбас (рис. 1), можно увидеть устойчивую корреляционную связь этих параметров, которая не зависит от принадлежности пробы к продуктивному горизонту и выражается единым коэффициентом растворимости. Это физически обосновано при отсутствии изменчивости с глубиной свойств сепарированной нефти (отсутствие вариации плотности) и состава газа сепарации (состав практически состоит из метана (на 93–95 мол.%), а содержание гомологов метана – около 3 мол.%).

 

Рисунок 1. Зависимость давления насыщения от газосодержания пластовой нефти

Figure 1. Dependence of saturation pressure on the gas content of reservoir oil

а) зависимость по горизонтам / horizon dependence; б) зависимость по годам с учетом рекомбинированных проб / Dependence by year, taking into account recombined samples

 

На рис. 1 также можно увидеть, что уже в начальный период изучения флюидов месторождения газосодержание по глубинным пробам фиксировалось в довольно большом диапазоне. Такое поведение флюидов при начальных условиях характерно для околонасыщенных флюидов. В дальнейшем при разработке месторождения, несмотря на мероприятия по поддержанию пластового давления, газосодержание по пробам снижалось и к настоящему времени заметно упало. Поэтому осреднение значений параметров как начальных проб, так и проб за всю историю разработки ведёт к занижению газосодержания первоначальной нефти, а также искажению других свойств нефти в пластовых условиях. К проблемным данным на графике можно отнести результаты исследования рекомбинированных проб ввиду повышенных погрешностей определения, связанных с методикой получения этих проб.

Отсутствие вариации плотности дегазированной нефти по всей высоте разреза толщи месторождения свидетельствует об отсутствии вертикальной гравитационной дифференциации тяжёлых и лёгких компонентов состава по глубине.

Несмотря на отсутствие вариации состава и свойств дегазированной нефти и газа по разрезу продуктивной толщи месторождения, а также единый коэффициент растворимости газа в нефти, насыщенность нефти газом по разным горизонтам и блокам может быть разной. Однако выявить зависимость газосодержания начальной нефти от глубины по экспериментальным данным невозможно ввиду сильной «зашумленности» выборки данными истощенных проб, т.е. с частичной потерей газа. При проведении детальных геохимических исследований образцов нефти и керна, отобранных из различных скважин месторождения Каражанбас с целью выявления генетического сходства и различий, а также корреляции типов нефтей из разных горизонтов и структурных блоков, установлено, что нефти месторождения Каражанбас относятся преимущественно к единому генетическому типу – морская карбонатная нефтематеринская порода палеозойского возраста. Что же касается типа органического вещества (далее – ОВ), то юрские и меловые нефти также близки, для них установлен общий сапропелево-гумусовый тип ОВ с высоким содержанием нафтеновых компонентов. Тип ОВ из-за биодеградации больше касается юрской нефти. Таким образом, существование в разрезе, близком по физико-химическим свойствам и углеводородному составу нефти месторождения Каражанбас, свидетельствует о единой генетической основе. Некоторые отличия меловых от юрских нефтей обусловлены перераспределением компонентов нефти, связанных с вертикальной миграцией из юрский отложений в меловые (рис. 2) [4].

 

Рисунок 2. Зависимость пристан/фитан (Pr/Ph) к стерануС29/гопануС30

Figure 2. Dependence of pristane/phytane (Pr/Ph) to steraneС29/hopaneС30

 

Изменение состава и свойств нелетучей нефти в одной гидродинамически связанной залежи, как правило, всегда подчиняется законам гравитации: с глубиной увеличивается содержание тяжёлых компонентов в составе, плотность дегазированной нефти растёт, газосодержание и давление насыщения падают. Иную картину фиксируют при изучении несвязанных залежей, расположенных на существенно разных глубинах. С увеличением глубины газосодержание пластовой нефти часто растёт. В пользу насыщенного варианта пластовой нефти меловых и юрских отложений месторождения Каражанбас указывает наличие газовой шапки в горизонте Ю-1.

Максимально возможные значения газосодержания в насыщенной нефти зависят от способности нефти растворять газ (коэффициент растворимости) и термобарических условий в залежи. Давление начала кипения пластовой нефти не может быть больше начального пластового давления в залежи, иначе флюид станет двухфазным (с газовой шапкой) [5].

Коэффициент растворимости газа в нефти при постоянной температуре един для всех флюидов продуктивной толщи месторождения и определён на рис. 1. Ввиду небольших отклонений давления насыщения нефти и объёмного коэффициента от изменения начальной пластовой температуры в диапазоне глубин продуктивной толщи вариацией коэффициента растворимости, давления насыщения и объёмного коэффициента нефти можно пренебречь в рамках подсчёта запасов. Однако при моделировании разработки месторождения эти изменения можно учесть как в рамках «black oil», так и в рамках EOS моделирования.

Начальные пластовые давления зависят от глубины залегания той или иной залежи в пределах горизонтов и блоков. Диапазон начальных пластовых давлений всей толщи месторождения колеблется от 2,9 до 5,6 МПа, что при максимально насыщенном характере нефти, по данным зависимости на рис. 1, соответствует газосодержанию начальной нефти на уровне 9–17 м³/м³ в зависимости от глубины залегания.

На рис. 3 изображена зависимость объёмного коэффициента при давлении насыщения от газосодержания пластовой нефти по экспериментальным данным и по модели пластовой нефти (уравнение фазового состояния с настройкой параметров на воспроизведение экспериментальных данных).

 

Рисунок 3. Зависимость объёмного коэффициента от газосодержания пластовой нефти

Figure 3. Dependence of the volumetric coefficient on the gas content of reservoir oil

 

Газосодержанию насыщенной нефти (9–17 м³/м³) продуктивной толщи месторождения Каражанбас соответствует объёмный коэффициент 1,023–1,042. Высокая неопределённость экспериментальных данных вызвана маленькой величиной объёмного коэффициента тяжелой нефти, благодаря чему погрешность определения параметра стала сопоставимой с величиной его изменения от газосодержания. В целом вариация объёмного коэффициента по экспериментальным данным не превышает ±1%. Поскольку модель строилась с помощью уравнения состояния, в основе которого лежит закон Менделеева – Клапейрона, рассчитанные значения объёмного коэффициента носят физически обоснованный характер и связаны как с составом исследуемой нефти, так и с другими параметрами нефти в пластовых условиях. Поэтому объёмный коэффициент по модели в зависимости от насыщенности нефти газом (газосодержания) можно принять для пластовой нефти разных залежей месторождения.

Моделирование вязкости пластовой и дегазированной нефти, учёт неньютоновского течения

Изменение газосодержания начальной пластовой нефти (9–17 м³/м³) при постоянной температуре приводит к изменению вязкости пластовой нефти. Кроме того, на вязкость пластовой нефти будет значительно влиять пластовая температура, которая при начальных условиях возрастает с глубиной по разрезу продуктивной толщи от 23 до 31°С.

На рис. 3 представлена зависимость вязкости пластовой нефти от газосодержания. Приведены данные экспериментальных замеров по пробам. Также на графике представлены две кривые, полученные при моделировании вязкости при снижении газонасыщенности, для пластовых температур (23°С и 31°С), характеризующих самую верхнюю и самую нижнюю глубину продуктивной толщи (абс. отм. -220 и -490 м соответственно). На рис. 4 приведены результаты настройки симуляционной модели на экспериментальные замеры зависимости вязкости дегазированной нефти от температуры.

Результаты настройки модели вязкости нефти при разных температурах и давлениях приведены на рис. 4 и 5.

 

Рисунок 4. Зависимость вязкости от газосодержания пластовой нефти

Figure 4. Dependence of viscosity on the gas content of reservoir oil

 

Рисунок 5. Зависимость вязкости нефти от температуры при разных давлениях

Figure 5. Dependence of oil viscosity on temperature at different pressures

 

Помимо настройки вязкости нефти при разных давлениях и температурах, дополнительно были учтены экспериментальные исследования, направленные на учёт неньютоновского течения. Были использованы экспериментальные данные по замеру скорости сдвига нефти [6].

На рис. 6 изображены результаты воспроизведения моделью зависимости вязкости нефти от температуры при разных скоростях сдвига. В табл. 2 приведены исходные данные для построения графика и отклонения расчётных значений вязкости от экспериментальных.

 

Рисунок 6. Зависимость вязкости нефти от давления для разных температур

Figure 6. Dependence of oil viscosity on pressure for different temperatures

 

Рисунок 7. Зависимость вязкости нефти от температуры при разной скорости сдвига

Figure 7. Dependence of oil viscosity on temperature at different shear rates

 

Таблица 2. Сравнение экспериментальных и симуляционных данных по вязкости нефти при разных температурах и скоростях сдвига

Table 2. Comparison of experimental and simulation data on oil viscosity at different temperatures and shear rates

 

Заключение

Выполненный анализ первичной информации и переинтерпретация данных с учетом результатов геохимических и реологических исследований нефти позволили скорректировать параметры начальной пластовой нефти месторождения Каражанбас.

Проведённая работа позволила сделать следующие выводы:

- начальная пластовая нефть по горизонтам продуктивной толщи месторождения Каражанбас находилась при начальных условиях в насыщенном и/или околонасыщенном состоянии;

- с учётом недостаточного, по сравнению с реальной добычей попутного газа, количества обоснованных запасов нефтерастворенного газа считаем целесообразным принять свойства начального пластового флюида, насыщенность газом которого увеличивается с глубиной;

- нефть месторождения Каражанбас относится преимущественно к единому генетическому типу – морская карбонатная нефтематеринская порода палеозойского возраста;

- с увеличением глубины растёт пластовое давление, что позволяет растворяться большему количеству газа в нефти. Насыщенная пластовая нефть предполагает равенство давления насыщения начальному пластовому давлению, следовательно, с увеличением глубины будет расти и газосодержание. Данная концепция описывает насыщенный флюид в пределах глубины каждой залежи, она физически возможна и не противоречит экспериментальным данным;

- особое значение для моделирования разработки тяжёлой нефти имеет вязкость пластовой нефти. В предложенной модели описания пластовой нефти месторождения Каражанбас на вязкость существенное влияние оказывают количество растворённого в нефти газа и пластовая температура. Насыщенный характер начальной пластовой нефти привёл к сложностям отбора и большим вариациям газосодержания по глубинным пробам, а разница пластовых температур вверху и внизу продуктивной толщи достигает 8°С. В этих условиях достоверная оценка вязкости пластовой нефти традиционными методами невозможна. Использование новых методов интерпретации данных и композиционных расчётов позволяет сузить диапазон неопределённости и дать концепцию, объясняющую значительную вариацию значений вязкости по пробам. При создании вязкостной модели учтены эффекты неньютоновского поведения. Модель флюида настроена на воспроизведение зависимости вязкости от температуры и скорости сдвига;

- результаты работы будут использованы в рамках нового подсчета запасов для пересмотра подсчетных параметров с использованием новых методик интерпретации исходных данных и оценки начальных параметров насыщенной пластовой нефти.

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 следующий образом: Кунжарикова К.М. – концептуализация и дизайн исследования, написание текста, Бисикенова Л.М. – администрирование проекта, анализ полученных материалов, Бектас Г.Ж. – визуализация, сбор и обработка материалов, написание первичного варианта.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

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: Klara M. Kunzharikova – conceptualization and research design, text writing; Laura M. Bissikenova – project administration, analysis of received materials; Gaukhar Zh. Bektas – visualization, collection and processing of materials, writing the primary version.

Авторлар туралы

Р. Н. Өтеев

ҚМГ Инжиниринг

Email: r.uteyev@kmge.kz

PhD (Geology)

Қазақстан, Астана қаласы

К. М. Күнжарықова

ҚМГ Инжиниринг

Email: k.kunzharikova@kmge.kz

Cand. Sc. (Engineering)

Қазақстан, Астана қаласы

Л. М. Бисекенова

ҚМГ Инжиниринг

Email: l.bissikenova@kmge.kz
Қазақстан, Астана қаласы

Г. Ж. Бектас

ҚМГ Инжиниринг

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: g.bektas@kmge.kz
Қазақстан, Астана қаласы

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар