«Оценка данных PVT и геохимические исследования (фингерпринтинг): подходы и результаты»

Полный текст

«Оценка данных PVT и геохимические исследования (фингерпринтинг): подходы и результаты»

Дукесова Н.К., Кунжарикова К.М., Бисикенова Л.М., Бектас Г.Ж.

 

Наличие достоверных данных о PVT-свойствах пластовых флюидов играет важнейшую роль при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей, и позволяет принимать обоснованные решения при проектировании разработки и эксплуатации месторождений. На практике промысловые данные, лабораторные анализы и теоретические модели, позволяют получить наиболее полное и достоверное представление о свойствах углеводородных смесей на месторождениях. 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 изменяется в процессе разработки. Поэтому анализ и оценка проб пластовых флюидов актуально на всех стадиях жизненного цикла месторождений. В данной работе на примере месторождения Уаз приведены анализ и оценка данных PVT и фингерпринтинга.

По геологическому строению месторождения разделены на три структуры. Исследование состава и свойств пластовой нефти и газа месторождении начались в период разведки: в 1999 году по месторождению Уаз Основной, в 2013 году по месторождению Уаз Восточный и в 2017 году по месторождению Уаз Северный.

 

Рисунок 1 – Фрагмент структурной карты.

 

Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях по Уаз Основному изучены по 50 глубинным и 14 рекомбинированным пробам, характеризующие продуктивные горизонты мел, юра и триас. По Уаз Восточному отобраны 44 глубинных и 9 рекомбинированных проб, характеризующие меловые, юрские и триасовые горизонты. По Уаз Северному изучен только триасовый продуктивный горизонт, который охарактеризован 29 глубинными пробами. 

Для определения и анализа свойства нефти в пластовых условиях были построены графики зависимости давления насыщения от газосодержания и плотности сепарированной нефти от газосодержания по трем месторождениям (рис.2 и 3). На графике круглой точкой показаны параметры мелового и юрского горизонтов, треугольной точкой - параметры триасового горизонта, значения Уаз Основной также указаны синим цветом, Уаз Восточный - желтым, а Уаз Северный - красным. Согласно полученным зависимостям, мы видим, что все пробы нефти разделяются на три группы, и каждая группа подчиняется своей корреляции, что характеризует ее коэффициент растворимости газа.

 

Рисунок 2 – Зависимость давления насыщения от газосодержания

Первая группа нефти меловых и юрских горизонтов месторождений Уаз Основной и Уаз Восточный, являются тяжелыми с плотностью в пределах от 868,3 до 923,7 кг/м3  и обладают меньшей способностью растворять газ, что проявляется в более завышенном давлении насыщения, при одинаковом газосодержании.

Вторая группа нефти месторождения Уаз Северный в районе скважины У-23, со средней плотностью в пределах 828 – 863 кг/м3, имеют среднюю растворимость газа.

Третья группа более легкие, с плотностью от 786 до 803 кг/м3, имеют более низкое давление насыщение и более высокое газосодержание. Это связано с тем, что нефти с меньшей плотностью имеют более высокую способность растворять газ, благодаря чему молекулы газа могут более эффективно распределяться и оставаться в нефти в растворенном состоянии. Третья группа представлена нефтями триасовых горизонтов месторождений Уаз Северный и Уаз Восточный.

 

Рисунок 3 – Зависимость плотности сепарированной нефти от газосодержания

 

Изучив расположение структур на карте и профили глубины отбора проб, стало очевидным, что первая группа нефти месторождения Уаз Основной и Уаз Восточный расположены на одном (южном) крыле (рис.1) и гидродинамически связаны. Нефти меловых и юрских отложений идентичны.

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.4). По расположению на рис.5 скважины УС-10 и УС-3 находятся рядом со скважиной У-23. По профилю на рис.6., видно, что пробы из этих скважин были отобраны из нижнего триаса. Учитывая все это, схожесть нефти может быть связан с их геологическим расположением и вероятной вертикальной миграцией углеводородов через тектонические нарушения, что способствует смешиванию нефти между скважинами.

Рисунок 4 – Зависимость давления

 насыщения от газосодержания триасовых горизонтов

 

Рисунок 5 – Структурная карта м.р. Уаз Северный

Рисунок 6 – Схема обоснования ВНК по Уаз Северный

Для подтверждения схожести нефти второй группы был выполнен отбор поверхностных проб для геохимических исследований (фингерпринтинг нефти) из скважин У-23 и У-10.

Фингерпринтинг нефти позволяет провести корреляцию нефти с разных горизонтов, резервуаров и месторождений, а также выявить их схожесть и различия при помощи уникальных 12 ароматических компонетов в их составе, которые выводят между н-алканами С₈-С₁₀. По концентрации пиков строятся так называемые звездные диаграммы, наглядно иллюстрирующие сходство и различие. Его суть заключается в определении индивидуальных характеристик флюида, так называемых «отпечатков пальцев» резервуара. Каждый флюидодинамически сообщающийся резервуар (пласт либо группа пластов) имеет свой уникальный набор соединений в определенных концентрациях, выражающий состав и свойства флюидов в резервуаре (пласте).

По исследуемым двум пробам нефти из скважин месторождения проведена многомерная газовая хроматография (LTM-MDGC), позволившая определить различия в исследуемых пробах нефти. По сопоставлениям ароматических компонентов в нефти в виде лепестковых диаграмм в составе исследованных образцов нефти в скважинах У-23 и У-10 месторождения Уаз Северный обладают схожими составами ароматических компонентов и наблюдается индентичность звездных диаграмм , что указывает на хорошую флюдо-сообщаемость пород-коллекторов (Рис.7).

 

Рисунок 7 – Результат фингерпринтинга образцов нефти месторождения Уаз

 

По хроматограммам (Рис.8) можно судить, что все изученные нефти не биодеградированные и годны для дальнейшего анализа фингерпринтинг.

Рисунок 8 – Хроматограмма общего нормальных и изопреноидных УВ нефти

скважины У-10 и У-23

 

Так, при проведении детальных геохимических исследований по фингерпринтингу, нефти У-23 и У-10 обнаружена схожесть по составу, что подтверждает сообщаемость скважин и одинаковые резервуарные условия (Рис.9-Рис.10). Таким образом, существование в разрезе близком по физико-химическим свойствам и углеводородному составу нефти месторождения Уаз, свидетельствует о единой генетической основе. Также, перераспределение компонентов нефти, подтвердило вертикальную миграцию УВ.

 

Рисунок 9 – Хроматограмма ароматических компонентов нефти на GC-LTM скважины У-10 месторождения Уаз Северный

 

Рисунок 10 - Хроматограмма ароматических компонентов нефти на GC-LTM скважины У-23 месторождения Уаз Северный

 

Таким образом, 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. С применением промысловых данных, результатов геохимических исследований более точно определили  PVT регионы. Такой подход позволяет проводить глубокую экспертизу данных, что влияет на принятие решений при эффективном управлении разработкой месторождений.

Об авторах

Лаура Махметовна Бисикенова

ТОО "КМГ Инжиниринг"

Автор, ответственный за переписку.
Email: L.Bissikenova@kmge.kz

Ведущий инженер, отдел моделирования PVT

Казахстан

Надежда Куандыковна Дукесова

ТОО "КМГ Инжиниринг"

Email: N.Dukessova@niikmg.kz

Начальник отдела моделирования PVT

Клара Мырзахановна Кунжарикова

Email: k.kunzharikova@kmge.kz

Гаухар Жарылкасыновна Бектас

Email: G.Bektas@kmge.kz

Список литературы

Дополнительные файлы