Дифференциация проб при обнаружении прорывного газа месторождения северной части Колвинского мегавала

В настоящее время геохимические методы исследования широко используются в поисковой геологии нефти и газа. Данные методы позволяют получить информацию, исходя из которой можно, например, проводить типизацию флюидов, корреляцию продуктивных пластов, моделирование путей миграции углеводородов (Ермаков и др., 1990). Также актуальной задачей является определение типа добываемой продукции, в том числе принадлежность газа к растворенному газу либо газу газовой шапки.

При разработке месторождений, в которых смесь углеводородов при начальных пластовых условиях находится в однофазном состоянии, ведется добыча не только нефти, но и растворенного в нефти газа (попутный нефтяной газ). Исследуемое месторождение представляет собой двухфазную систему, в которой кроме нефти и растворенного в нефти газа могут добывать газ газовой шапки. Газ газовой шапки (ГШ) попадает в продукцию нефтяных скважин и добывается вместе с растворённым газом (РГ) при возникновении прорывов газа в нефтяную часть залежи. Исходя из цели, нами были поставлены следующие задачи: определение компонентного состава отобранных проб газа, дифференциация и характеристика данных проб газа, сравнение полученных результатов с газами ГШ и РГ на предмет обнаружения наличия прорывного газа и расчета его доли.

Исследуемые пробы газа отобраны на устьях горизонтальных добывающих скважин, расположенных на разном расстоянии от газонефтяного контакта (ГНК), залежи II продуктивного пласта артинского яруса нижней перми (P^r-II) месторождения

Эта работа лицензирована в соответствии с CC BY 4.0. Чтобы просмотреть копию этой лицензии, посетите

(рис. 1). Пробы газов ГШ и РГ отобраны через нефтяные и газовые скважины, перфорированные в нефтенасыщенных и газонасыщенных интервалах залежи соответственно. Месторождение Х является нефтегазоконденсатным, артинский ярус представлен известковыми отложениями. Для данного месторождения подобные исследования углеводородных газов с последующей обработкой и систематизацией результатов проводятся впервые.

Отбор проб газа осуществлялся на устьях добывающих скважин в апреле 2023 г. при помощи пробоотборников ПГО-100, пробы поступали в лабораторию отдела геохимических исследований филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Перми. Анализ проб на компонентный состав проводился на газовом хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000.2» методом газоадсорбционной хроматографии.

Таблица. Компонентный состав и физико-химические свойства проб газа

ч № ь	3 а я § * о Я И я а У	Компонентный состав попутного газа, % мол.
		И	и	и	Z	6 и	и	и	и	и	и я	и	и я	и
1	1	<0,001	0,015	0,001	4,830	0,072	91,740	1,845	0,712	0,134	0,295	0,115	0,116	0,095
1	2	<0,001	0,015	<0,001	3,780	0,199	93,280	1,696	0,509	0,088	0,222	0,067	0,071	0,048
1	3	<0,001	0,015	<0,001	4,580	0,083	94,100	0,843	0,199	0,029	0,069	0,022	0,024	0,022
1	4	<0,001	0,010	<0,001	4,070	0,145	92,560	2,091	0,699	0,102	0,201	0,047	0,046	0,023
1	5	<0,001	0,014	<0,001	3,830	0,374	92,380	2,187	0,701	0,111	0,234	0,065	0,073	0,022
2	6	<0,001	0,018	0,002	6,068	0,071	91,620	1,573	0,415	0,051	0,096	0,023	0,025	0,020
2	7	<0,001	0,007	<0,001	0,439	0,893	87,130	4,633	3,371	0,749	1,716	0,458	0,401	0,147
2	8	<0,001	0,021	0,004	4,810	0,083	91,930	2,049	0,661	0,098	0,197	0,049	0,050	0,034
2	9	<0,001	0,004	<0,001	0,086	0,473	77,990	7,501	6,312	1,483	3,540	1,113	1,034	0,368
3	10	<0,001	0,003	<0,001	1,071	0,207	89,850	4,485	2,681	0,453	0,847	0,171	0,143	0,059
3	11	<0,001	0,006	<0,001	1,629	0,569	81,320	6,809	5,046	0,984	1,980	0,583	0,591	0,337
3	12	<0,001	0,010	<0,001	5,974	0,285	89,880	2,408	0,902	0,136	0,260	0,057	0,051	0,025
3	13	<0,001	0,009	<0,001	4,134	1,377	90,630	2,270	0,819	0,128	0,283	0,098	0,121	0,091

Компонентный состав отобранных проб газа представлен в таблице. Скважины, наиболее близко расположенные к ГНК, обозначены как 1-й ряд, скважины, более удаленные от ГНК – как 2-й ряд, 3-й ряд – это скважины, максимально удаленные от ГНК (рис. 1). Состав попутного нефтяного газа включает в себя углеводороды парафинового ряда, азот, углекислый газ, водород, гелий. Данные пробы представляют собой бессерни-стые, низкоуглекислые и низкогелиевые газы.

На основании проведенных газохроматографических исследований были рассчитаны соотношения, которые применимы для качественной оценки типа нефтяного резервуара, оценки уровня зрелости и миграционных режимов нефтяных коллекторов (Зорь- кин и др., 1984). Для выявления показателей, позволяющих наиболее эффективно поделить на группы исследуемые пробы газа, проведен анализ большого количества соотношений, по результатам которого выбраны маркерные показатели, представляющие собой соотношения легких углеводородов состава С1-С5. На основании маркерных показателей были построены лепестковые диаграммы – многопараметрические графики в полярных координатах (рис. 2).

Полученные диаграммы позволили поделить исследуемые пробы газа на следующие группы:

• 1    группа – скважины 10, 11, 7, 9;

• 2    группа – скважины 4, 12, 8;

• 3    группа – скважины 1, 2, 5, 13.

Диаграммы наглядно демонстрируют общность и различие углеводородного состава исследуемых объектов: профиль образцов 1-й группы более вытянутый по осям «nC4/nC5» и «С3/С4»; профили 2-й и 3-й групп отличаются распределением значений вдоль оси «nC4/nC5». Профили 2-й и 3-й групп схожи с профилем ГШ Pia-II. Образцы из скважин 3 и 6 не вошли ни в одну из указанных групп, они формируют свои индивидуальные профили.

Рис. 1. Схема расположения скважин с учетом удаленности от ГНК и дифференциации образцов проб газа

Сравнение характеристик газов ГШ и РГ с составом отобранных проб газа позволило выявить наличие прорывного газа в попутном нефтяном газе. Для решения данной задачи будем опираться на газогеохимические коэффициенты, применяемые для определения фазового состояния УВ в залежи. Проанализировав всю совокупность коэффициентов (Зорькин и др., 1984; Степанова, 1983; Коротаев, 1999), мы остановились на коэффициентах, предложенных В.И. Старосель- ским, который для определения флюида, насыщающего залежь, использовал четыре параметра в качестве газогеохимических коэффициентов: коэффициент этанизации С2/С3, С2+, 100*С2/(С3+С4), 100*С2/С1.

Диаграммы на рис. 3 наглядно демонстрируют, что пробы газов 2-й и 3-й групп представляют собой смесь ГШ и РГ: значения их газогеохимических коэффициентов находятся в пределах диапазонов, соответствующих значениям параметров для ГШ и РГ. На диаграммах диапазоны параметров ГШ и РГ обозначены сплошными линиями.

Следует отметить, что компонентный состав проб газа группы 1 отличается от компонентных составов газов ГШ и РГ данной залежи (рис. 4): усредненные значения концентраций углеводородных компонентов имеют более высокие значения, а усредненное значение концентраций азота – более низкое. Также для газов этой группы характерно повышенное содержание тяжелых компонентов С3+ (пробы газов данной группы относятся к категории полужирных в отличие от газов других групп, которые относятся к сухим), пониженный коэффициент этанизации, равный 1,3. Полученные результаты, отличные от результатов газов ГШ и РГ, не позволили взять данную группу для расчета доли прорывного газа.

Пробы газов из скважин 3 и 6 имеют свои характерные черты: коэффициент этаниза-ции равен 4, сумма тяжелых УВ значительно меньше, чем для ГШ и РГ, поэтому данные пробы тоже не использовались для расчета доли прорывного газа.

Газы 2-й и 3-й группы, также как РГ и ГШ, по коэффициенту жирности являются сухими газами, коэффициент этанизации равен 3.

Во второй группе содержание азота изменяется в пределах от 4,01 до 5,97 мол.%, в третьей – от 3,78 до 4,83 мол.%. Углекислый газ во второй группе изменяется от 0 ,083 до 0,285 мол.%, в третьей – от 0,072 до 1,377 мол.%. По усредненному содержанию углеводородных компонентов эти группы схожи (рис. 4). Содержание тяжелых УВ: 0,13 (2-я группа) и 0,25 (3 группа) соответственно.

Рис. 2. Лепестковая диаграмма маркерных показателей групп

Рис. 3. Результаты расчетов газогеохимических коэффициентов

Для 2-й и 3-й групп рассчитано усредненное значение доли прорывного газа в соответствии с литературными данными (Чах-махчев и др., 1993). Сущность метода заключается в сравнении концентрации i-го компонента попутного нефтяного газа с концентрацией данного компонента в растворенном газе и газе газовой шапки.

Состав прорывного газа рассчитывается с учетом выполнения следующего условия: разность квадратов текущей и рассчитанной концентраций по всем компонентам попутного нефтяного газа должна стремиться к нулю:

где vi – объемная доля i-го компонента в газе; V РГ – добываемый объем растворенного в нефти газа; V ГШ – добываемый объем прорывного газа; i – компонент, входящий в состав газовой смеси.

Математические расчеты подтвердили, что попутный нефтяной газ групп 2 и 3 представляет собой смесь прорывного и растворенного газа. На рисунке 5 продемонстрирована количественная оценка доли прорывного газа в общем потоке газа на устье скважины, для групп 2 и 3 она составляет 66 и 80 % соответственно. Стоит отметить, что группы 2 и 3 включают в себя скважины, относящиеся к разным рядам, следовательно, удаленность интервалов перфорации от ГНК не влияет на количество прорывного газа.

Рис. 4. Усредненное значение компонентного состава

C3HS iC4H10nC4Hl0iC5H12nC5H12 C6H14

J ---era S ---РГ(Р.аг-П)---ПЩР.м-П)

На основании полученных результатов хроматографических исследований компонентного состава проб газа залежи Piar-II месторождения северной части Колвинского мегавала выявлены маркерные показатели, позволяющие провести их дифференциацию.

Выполнен расчет газогеохимических коэффициентов: С2/С3, С2+, 100*С2/(С3+С4), 100*С2/С1. Проведенный с их помощью сравнительный анализ помог выявить наличие прорывного газа и рассчитать его долю.

Для подтверждения выделенных групп газов, выявления и обоснования протекающих процессов в залежи Piar-II месторождения требуется продолжить изучение данного объекта, в том числе выполнить дополнительный отбор и анализ проб газа, который позволит увеличить объем статистических данных.

Рис. 5. Состав попутного нефтяного газа