ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ –ВАЖНЕЙШИЙ ПОКАЗАТЕЛЬ ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ –ВАЖНЕЙШИЙ ПОКАЗАТЕЛЬ ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

Научная статья

Тагров Н.Н.¹, Михайлов М.И.², Слепцова М.И.^3, *

¹ ORCID: 0000-0002-3595-7190;

² ORCID: 0000-0002-6730-1356;

³ ORCID: 0000-0002-7499-2060;

^{1, ,2, 3} Якутский научный центр СО РАН Институт проблем нефти и газа СО РАН, Якутск, Россия

* Корреспондирующий автор (msleptsova[at]mail.ru)

Аннотация

Территория Республики Саха (Якутия) в настоящее время является одним из наиболее перспективных регионов Восточной Сибири на углеводороды. В пределах республики выделяется несколько нефтегазоносных провинций и областей. Промышленная нефтегазоносность установлена в основном в Непско-Ботуобинской и Вилюйской нефтегазоносной областях, а также в меньшей степени в прилегающих к ним Предпатомской и Предверхоянской нефтегазоносных областях.

В данной статье рассмотрены наиболее характерные особенности конденсатов, изученных после извлечения из продуктивных отложений разного возраста в нефтегазоносных районах республики с различными геологическими и промысловыми условиями.

Показана актуальность оценки конденсатосодержания природных газов различных нефтегазоносных территорий как основы для подсчета балансовых и извлекаемых запасов конденсирующихся УВ по прогнозным и промышленным категориям.

Ключевые слова: газоконденсат, пласт, углеводороды.

GAS CONDENSATE CHARACTERISTICS OF RESERVOIRS –THE MOST IMPORTANT INDICATOR OF RESERVOIR HYDROCARBON SYSTEMS

Research article

Tagrov N.N.¹, Mikhailov M.I.², Sleptsova M.I.^3, *

¹ ORCID: 0000-0002-3595-7190;

² ORCID: 0000-0002-6730-1356;

³ ORCID: 0000-0002-7499-2060;

^{1, ,2, 3} The Yakut Scientific Centre of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences Institute of Oil and Gas Problems of the Siberian Branch of the RAS (IPGP SB RAS), Yakutsk, Russia

* Corresponding author (msleptsova[at]mail.ru)

Abstract

The territory of the Republic of Sakha (Yakutia) is currently one of the most promising regions of Eastern Siberia for the extraction of hydrocarbons. There are several oil and gas-bearing regions within the Republic. Industrial oil and gas potential is established mainly in the Nepsko-Botuobinsk and Vilyuisk oil and gas areas as well as in the adjacent Predpatomsk and Predverkhoyansk oil and gas areas, although to a lesser extent.

This article discusses the most distinctive aspects of condensates studied after the extraction from productive sediments of different ages in oil and gas-bearing areas of the Republic with different geological and field conditions.

The study demonstrates the topical nature of estimating gas condensate via forecast and industrial categories in various oil and gas-bearing territories as a basis for calculating the balance reserves and the recoverable reserves of condensed hydrocarbons.

Keywords: gas condensate, reservoir, hydrocarbons.

Конденсатом называют углеводородную смесь (С₅+С₆+высш.), находящуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи. Давление начала конденсации – пластовое давление, при котором конденсат залежи начинает переходить из парообразного состояния в жидкое, что приводит к превращению однофазной системы в двухфазную [1].

Степень насыщенности газоконденсатной залежи конденсатом определяется конденсатностью, под которой понимается содержание жидких УВ (углеводородов) в газе в пластовых условиях (см³/см³, г/м³). Количественное отношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором – величиной, обратной конденсатности, показывающей отношение количества добытого (м³) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м³), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м³/м³.

Под сырым конденсатом подразумевается жидкие при стандартных условиях УВ (С₅+высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.). Конденсат, состоящий при стандартных условиях только из жидких углеводородов (С₅+высш.), называют стабильным.

По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием. Плотность стабильного конденсата меняется от 0,6 до 0,82 г/см³, молекулярная масса 90-160, содержание серы – от 0 до 1,2%. Температура выкипания основных компонентов находится в пределах 40-200⁰С, но есть конденсаты, конец кипения которых лежит в пределах 350-500⁰С [2], [3].

Территория Якутии в настоящее время является одним из наиболее перспективных регионов Восточной Сибири на нефть и газ. В её пределах выделяется несколько нефтегазоносных провинций и областей. Промышленная нефтегазоносность установлена в основном в Непско-Ботуобинской и Вилюйской НГО, а также в меньшей степени в прилегающих к ним Предпатомской и Предверхоянской НГО [4], [5], [6].

На юго-западе республики продуктивен верхнедокембрийско-нижнепалеозойский комплекс осадочных образований. В бассейне р. Вилюй – пермско-мезозойский. Промышленные газовые и газоконденсатные месторождения приурочены к Хапчагайскому и Тюнгскому газоносным районам в Вилюйской синеклизе. Нефтегазоконденсатные залежи и месторождения к настоящему времени выявлены исключительно на территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

Особенность большинства промышленных залежей газа – наличие в газе конденсата от десятков до 100-150 см³/м³. Наибольшее количество конденсата отмечается для месторождений Хапчагайского поднятия. Здесь сверху вниз по разрезу конденсатность увеличивается, достигая максимума в пермских залежах. В пределах Ботуобинского района количество конденсата обычно не превышает 30см³/м³.

Ниже рассмотрены наиболее характерные особенности конденсатов, изученных после извлечения из продуктивных отложений разного возраста в нефтегазоносных районах республики с различными геологическими и промысловыми условиями.

Конденсаты верхнепермских отложений имеют невысокую плотность, выход бензиновых фракций составляет 53-90%. Они почти полностью выкипают до 300⁰C. Содержание парафинов изменяется от 0,11 до 2,72%. В углеводородном составе бензиновых фракций (н.к. – 200⁰С) верхнепермских конденсатов, так же, как и в бензиновых фракциях однофазных нефтей, высоко содержание ароматических (до 22%) и нафтеновых УВ (до 60%). Содержание метановых УВ колеблется от 28 до 48% [2].

Количество конденсата в отложениях нижнего триаса достигает 80-100см³/м³. Скопления конденсата в Вилюйской НГО приурочены к газоконденсатным залежам в пределах месторождений, которые контролируются пликативными структурными ловушками антиклинальной формы.

На юго-западе республики на территории Непско-Ботуобинской антеклизы изученные месторождения имеют многопластовый характер и отличаются сложным геологическим строением. Наблюдается невыдержанность в пространстве основных продуктивных горизонтов, наличие тектонических нарушений, определяющих блоковое строение месторождений, в ряде случаев присутствуют невыдержанные по площади нефтяные оторочки.

Следует отметить, что, несмотря на достаточно большие различия условий залегания, литологии вмещающий пород, возраста горизонтов, все нефти и конденсаты в пределах нижнего нефтегазоносного комплекса упомянутых районов оказались по основном геохимическим особенностям, указывающим на их генетическую природу, достаточно близкими.

Конденсаты венд-рифейских отложений характеризуются небольшой плотностью (0,67-0,70 г/см³), что, по-видимому, объяснятся низкими пластовыми температурами (на глубинах 1500 м плюс 6-10⁰С, 2000 м плюс 12-14⁰С) и невысокими пластовыми давлениями. В таких условиях в газовую фазу переходят только наиболее легкие УВ, а более тяжелые составляют жидкую фазу нефтяных оторочек. В этом, возможно, заключается одна из причин повышенной плотности нефтей.

Потенциальное содержание в газе тяжелых УВ (С₅ + высшие от 18,1 до 25,6 г/м3) по всем выявленным залежам изменяется незначительно (данные ВНИИГаза и ПГО Ленанефтегазгеология). Наиболее высокое содержание конденсата (свыше 25г/м³) установлено в вилючанском и харыстанском горизонтах на Верхневилючанском месторождении.

В отличие от конденсатов верхнепалеозойско-мезозойских отложений Лено-Вилюйской НГО в углеводородном составе конденсатов венд-кембрийских отложений, как и в бензиновых фракциях нефтей (н.к. – 2000С) этого района, до 83% приходится на метановые УВ. Содержание ароматических структур незначительно – 2-11% против 20-30%.

Конденсаты венд-кембрийских отложений значительно легче конденсатов пермотриаса. Они почти на 100% выкипают до 200⁰С, в то время как в конденсатах перми и триаса остаток после 200⁰С составляет от 10 до 30%. В конденсатах древнейших отложений значительно меньше парафинов (0,002-0,1% против 0,1-1,15%).

По углеводородному составу для конденсатов венда и кембрия характерно весьма высокое содержание в составе бензинов метановых УВ (60-84%) в отличие от конденсатов перми и триаса (27-51%).

Бензины пермотриасовых конденсатов отличаются повышенным содержанием ароматических УВ (10-22%) по сравнению с бензинами конденсатов древнейших отложений (3-11%) [7].

Таким образом, венд-кембрийские нефти и конденсаты Непско-Ботуобинской антеклизы характеризуются своеобразным составом, отличающим их от нефтей верхнепалеозойско-мезозойского комплекса. Это, скорее всего, обусловлено спецификой исходного ОВ древнейших отложений [8].

При сопоставлении состава конденсатов с бензиновыми фракциями нефтей одновозрастных отложений по ряду параметров отмечается большое сходство, что дает основание полагать, что эти конденсаты генетически связаны с одновозрастными нефтями и особенности их состава также обусловлены спецификой исходного ОВ [9], [10], [11].

Наблюдаемы вариации в составе конденсатов в пределах продуктивных комплексов, по-видимому, могут быть обусловлены различными вторичными процессами переформирования и особенностями отбора флюидов.

Газоконденсатные системы обладают феноменальными свойствами. Физико-химическая сущность этих систем и многие технологические аспекты их разработки детально изучены зарубежными и отечественными специалистами. Однако генезис указанных природных образований остается предметом острых дискуссий. В сущности, проблема заключается в следующем: газоконденсатные скопления в недрах – следствие процесса обратного испарения свободной нефти в газовой среде или продукт катагенетических превращений дисперсного органического вещества нефтегазоматеринских пород. Между тем очевидно, что любая из перечисленных концепций, принятая в качестве рабочей теории, влечет за собой разные инженерные решения, вязанные с поисками, разведкой и оценкой запасов газовых и жидких УВ.

Газоконденсатные системы из необыкновенного природного явления давно перешли в разряд рядовых объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ. Их количество в общем числе открываемых в недрах углеводородных скоплений непрерывно возрастает, а суммарная добыча газового конденсата является солидным дополнением к извлекаемому объему свободных жидких УВ. В связи с этим повышается актуальность доверительных оценок конденсатосодержания природных газов различных нефтегазоносных территорий как основы для подсчета балансовых и извлекаемых запасов конденсирующихся УВ по прогнозным и промышленным категориям.

В Институте проблем нефти и газа СО РАН имеется лабораторный комплекс по обработке и исследованию проб газов и газовых конденсатов, отобранных на газоконденсатных месторождениях при проведении газоконденсатных исследований скважин [12]. Общей целью проведения таких исследований является определение полной и достоверной газоконденсатной характеристики пластовых газов. В состав основных определений входят исследования по определению составов газов сепарации, дегазации и расчет состава пластового газа; определению потенциального содержания конденсата (С₅+высш.) в пластовом газе; экспериментальному определению коэффициента извлечения конденсата (КИК).

Все эти данные необходимы для подсчета и пересчета балансовых запасов пластового или «сухого» газа, а также этана, пропана, бутанов, конденсата (С₅+высш.) и попутных неуглеводородных компонентов.

Достоверная и оперативная информация вполне может быть получена на месте вблизи от разведуемых месторождений без перевоза проб за тысячи километров и заведомой потери времени и качества исследований.

Финансирование Работа выполнена в рамках выполнения госзадания Проект IX.131.1, рег. № НИОКТР АААА-А17-117040710037-1.	Funding The work was performed as part of the state task Project IX. 131. 1, reg. R & d no. AAAA-A17-117040710037-1.
Конфликт интересов Не указан.	Conflict of Interest None declared.

Список литературы / References

1. Старобинец И. С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов / И.С. Старобинец. - Л.: Недра, 1974. - 151 с.
2. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах / В.В. Кушниров. - Ташкент.: Издательство «ФАН», – 1987. – 158 c.
3. Справочник нефтепромыслового геолога. - М.: Недра, 1989. – 376 с.
4. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири /Лено - Вилюйский бассейн / А.Э. Конторович, В.В. Мельников, Г.С. Фрадкин и др. - Новосибирск, 1994. - Вып.4. - 107 с.
5. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы / В.А. Каширцев. – Якутск: ЯФ изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.
6. Трофимук А.А. Нефтегазоносность Сибирской платформы / А.А. Трофимук // Геология и геофизика. – 1960. - №7. - С.3-12.
7. Иванова И.К. Первая идентификация углеводородов ряда адамантана в конденсате Средневилюйского месторождения / И.К. Иванова, О.Н. Чалая, В.А. Каширцев // Наука и образование. - Якутск, 2003. - №1. - С.75-79.
8. Нефти и конденсаты Западной Якутии (Рекомендации). - Якутск. Изд-во ЯФ СО РАН СССР, 1981. – 88 с.
9. Изосимова А.Н. Геохимическая характеристика нефтей и конденсатов нижнетриасовых и верхнепермских отложений Хапчагайского поднятия / А.Н. Изосимова, С.С. Захарова // Нефтегазоносность Западной Якутии. – Новосибирск: Наука, 1973. - С. 103-108.
10. Изосимова А.Н. Характер изменения индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов под влиянием вторичных процессов / А.Н. Изосимова, О.Н. Чалая, И.Н. Андреев // Геология и геофизика. – 1989. - №1. - С. 71 - 80.
11. Chalaya O. The lighter hydrocarbon composition of Yakutia condensates / O. Chalaya, G. Trusheleva, I. Ivanova // 20 – st International meeting on organic geochemistry. – Nancy, 2001. – P.42.
12. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. - М.: Газпром экспо, 2011. - Ч. I. - 234 с. – Ч. 2, 319 с.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Starobinec I. S. Geologo-geohimicheskie osobennosti gazokondensatov [Geological and geochemical features of gas condensates] / I.S. Starobinec. - L.: Nedra, 1974. - 151 p. [in Russian]
2. Kushnirov V.V. Retrogradnye gazozhidkostnye sistemy v nedrah [Retrograde gas-liquid systems in the subsurface] / V.V. Kushnirov. - Tashkent.: Publishing house «FAN», – 1987. – 158 p. [in Russian]
3. Spravochnik neftepromyslovogo geologa [Guide of an oilfield geologist]. - M.: Nedra, 1989. – 376 p. [in Russian]
4. Kontorovich A.Je. Neftegazonosnye bassejny i regiony Sibiri [Oil and gas basins and regions of Siberia] / Leno-Viljujskij bassejn [The Lena-Vilyui basin] / A.Je. Kontorovich, V.V. Melnikov, G.S. Fradkin et al. - Novosibirsk, 1994. – Issues 4. - 107 p. [in Russian]
5. Kashircev V.A. Organicheskaja geohimija naftidov vostoka Sibirskoj platformy [Organic Geochemistry of naphthides in the East of the Siberian platform] / V.A. Kashircev. – Jakutsk: YaF Publishing house SB RAS, 2003. - 160 p. [in Russian]
6. Trofimuk A.A. Neftegazonosnost' Sibirskoj platformy [Oil and gas potential of the Siberian platform] / A.A. Trofimuk // Geologija i geofizika [Geology and Geophysics]. – 1960. - №7. - P.3-12. [in Russian]
7. Ivanova I.K. Pervaja identifikacija uglevodorodov rjada adamantana v kondensate Sredneviljujskogo mestorozhdenija [The first identification of hydrocarbons of adamantane in the Sredne-Vilyuysk condensate field] / I.K. Ivanova, O.N. Chalaja, V.A. Kashircev // Nauka i obrazovanie [Science and education]. - Yakutsk, 2003. - №1. - P.75-79. [in Russian]
8. Nefti i kondensaty Zapadnoj Jakutii (Rekomendacii) [Oils and condensates of Western Yakutia (Recommendations)]. - Jakutsk. Publishing house YAF SB RAS of the USSR, 1981. – 88 p. [in Russian]
9. Izosimova A.N. Geohimicheskaja harakteristika neftej i kondensatov nizhnetriasovyh i verhnepermskih otlozhenij Hapchagajskogo podnjatija [Geochemical characterization of oils and condensates of lower Triassic and upper Permian deposits Kapshagayskogo elevation] / A.N. Izosimova, S.S. Zaharova // Neftegazonosnost' Zapadnoj Jakutii. – Novosibirsk: Nauka, 1973. - P. 103-108. [in Russian]
10. Izosimova A.N. Harakter izmenenija individual'nogo uglevodorodnogo sostava benzinovyh frakcij neftej i kondensatov pod vlijaniem vtorichnyh processov [The nature of changes in the individual hydrocarbon composition of gasoline fractions of oils and condensates under the influence of secondary processes] / A.N. Izosimova, O.N. Chalaja, I.N. Andreev // Geologija i geofizika [Geology and Geophysics]. – 1989. - №1. - P. 71 - 80. [in Russian]
11. Chalaya O. The lighter hydrocarbon composition of Yakutia condensates / O. Chalaya, G. Trusheleva, I. Ivanova // 20 – st International meeting on organic geochemistry. – Nancy, 2001. – P.42.
12. R Gazprom 086-2010. Instrukcija po kompleksnym issledovanijam gazovyh i gazokondensatnyh skvazhin [R Gazprom 086-2010. Instructions for integrated research on gas and gas condensate wells]. - M.: Gazprom Expo, 2011. – P. 1, 234 p. – P. 2, 319 p. [in Russian]