VIP Studio ИНФО Конденсаты глубоких горизонтов Южно-Каспийской впадины
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

А.И. Алиев,  (Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-3
 

 

Южно-Каспийская впадина представляет собой крупную область прогибания земной коры в системе альпийского подвижного пояса с мощностью осадочного выполнения до 22-24 км. В ее пределах выявлены крупные месторождения нефти и газа (газоконденсата) с запасами 100-500 млн т усл. топлива и более. В конце XX в. на западном борту впадины в азербайджанской части акватории Южного Каспия были открыты крупнейшие нефтегазовые месторождения Азери-Чираг-Гюнешли с доказанными извлекаемыми запасами > 1 млрд т усл. топлива и газоконденсатное – Шах-Дениз с запасами > 1 трлн м3 газа и 300 млн т конденсата.

Выявленные в Южно-Каспийской впадине залежи в основном связаны с отложениями продуктивной (красноцветной) толщи среднего плиоцена.

Газоконденсатные залежи на западном борту впадины встречаются преимущественно в погруженных зонах на глубине 3500-6500 м и характеризуются значительным содержанием конденсата в газовой фазе (до 350-450 г/м3) при пластовым давлении до 70-85 МПа и более и температуре > 75-80 оС (Алиев А.И., Меликов О.Г., 1974). Наибольшим содержанием конденсата в газовой фазе характеризуются залежи, содержащие нефтяные оторочки при равных термобарических условиях (Карадаг, VIII горизонт 180 г/м3; ПК свита 280 г/м3; Бахар, Х горизонт 180 г/м3; Пирсагат, VIII горизонт 380 г/м3; Булла-море, VIII горизонт 450 г/м3 и др.).

На глубоководном месторождении Шах-Дениз, открытом в 1999 г., газоконденсатные залежи выявлены в свите перерыва продуктивной толщи (средний плиоцен) на глубине 6500 м с выходом конденсата 400-500 г/м3 при пластовом давлении 90 МПа и температуре 115 оС. Подавляющее большинство газоконденсатных залежей на западном борту Южно-Каспийской впадины предельно насыщены жидкими УВ при пластовом давлении, равном давлению начала конденсации. Выход светлых фракций, выкипающих до 300 оС, достигает 90 % и более. По групповому УВ-составу конденсаты западного борта Южно-Каспийской впадины имеют метановое основание и относятся к ароматико-нафтенометановому типу. В зависимости от глубины и термобарических параметров залежей, их плотность изменяется в пределах 738,0-822,4 кг/м3 (табл. 1).

Таблица 1.

Физико-химические свойства конденсатов западного борта Южно-Каспийской впадины.


Место-рождение, залежь


Средняя глубина, м


Начальные пластовые параметры


Фракционный
состав
конденсатов, %


Групповой УВ
состав
конденсатов, %


Плотность конденсата, кг/м3

Рпл, МПа

Тпл, оС

выход конден-
сата, г/м3

бензин, НК – 175 оС

лигроин, 175-220 оС

керосин, 220-300 оС

арома-
тика

нафтен

метан

Карадаг: VII (ГКН)

3290

39,0

85

180

58,0

14,0

19,5

11,3

33,5

55,2

738-790

НКП (ГКН)

4100

41,2

91

126

62,5

11,0

13,2

13,3

33,0

53,7

790-810

ПК (ГК)

4300

45,0

95

120

49,5

13,0

24,5

23,5

21,0

55,5

776-800

Зыря: ПК (ГКН)

4450

46,0

97

280

57,0

14,0

19,5

10,2

23,8

66,0

753-798

Бахар: VI (ГК)

3750

38,5

88

140

50,0

13,0

11,0

21,0

33,0

46,0

769

VII (ГК)

3850

40,0

90

178

48,5

16,5

10,5

19,5

34,5

46,0

773

Х (ГКН)

4380

45,0

96

180

42,8

14,1

24,3

10,0

25,5

64,5

749-777

Южная: VI (ГК)

2584

29,1

75

100

48,2

11,5

21,6

19,1

35,9

45,0

805

НКП (ГК)

3448

35,6

91

182

57,0

15,0

22,0

13,0

29,0

58,0

750-758

ПК (ГК)

3680

37,5

86

95

54,0

16,5

21,0

13,0

33,0

54,0

771-773

Дуванный V (ГК)

2600

43,0

76

100

53,0

15,0

24,5

18,0

31,0

51,0

780-782

Калмас I-III (ГК)

1750

20,7

44

20

10,0

60,0

20,0

7,0

55,0

38,0

764-792

Пирсаагат VII (ГКН)

3841

60,0

80

380

45,0

11,0

20,0

20,0

20,0

60,0

769-782

Карабаглы VI (ГКН)

3405

41,5

74

80

64,5

13,0

14,0

16,0

25,0

59,0

743-766

Кюрсангя: I (ККН)

2726

40,5

59

100

54,5

24,0

10,0

12,4

52,4

35,2

734-772

III (ГКН)

2960

47,4

76

100

68,0

10,0

12,5

18,0

15,0

67,0

772

Локбатан: ПК (ГКН)

3340

35,0

84

86

58,1

22,4

14,0

22,0

23,0

55,0

772

Дуванный-море НКП (ГК)

4200

49,0

90

190

54,0

14,0

22,0

12,3

21,5

66,2

780

Булла-море: V (ГК)

4800

53,2

90

380

51,0

16,0

27,0

14,0

39,8

46,3

807,8

VII (ГК)

5800

71,3

105

343

48,0

18,0

20,0

13,6

34,8

51,7

814,8

VIII (ГКН)

6090

85,0

110

450

46,0

22,0

24,0

14,3

37,7

48,1

822,4

Шах-Дениз СП (ГК)

6500

90,0

115

450

16,0

15,0

28,0

15,5

24,5

60,0

808,4

 

На восточном борту Южно-Каспийской впадины в пределах Юго-Западной Туркмении газоконденсатные залежи встречаются в широких интервалах глубин (1600-4500 м) с содержанием конденсата в газовой фазе 50-400 г/м3 при пластовом давлении 20-60 МПа и температуре 60-105 оС. Наибольшим содержанием конденсата в газовой фазе (397 г/м3) характеризуется газоконденсатная залежь нижней красноцветной толщи месторождения Барса-Гельмес при пластовом давлении 60 МПа и температуре 105 оС. (табл. 2). Геотермический режим восточного борта впадины, в отличие от западного, характеризуется повышенной термальной активностью (Aliyev A.I., Aliyev E.A., Khayrulin R.Kh., 2005) и, в этой связи, глубина преимущественного развития газоконденсатных залежей в Юго-Западной Туркмении несколько меньше, чем в Азербайджане.

Таблица 2.

Физико-химические свойства конденсатов восточного борта Южно-Каспийской впадины.

Место-рожде-
ния, залежь

Сред-
няя глуби-
на, м


Начальные пластовые параметры

Фракционный состав конденсатов, %

Групповой УВ-состав конденсатов, %

Плот-
ность конден-
сата, кг/м3

Рпл, МПа

Тпл, оС

выход конден-
сата, г/м3

бензин, НК – 175 оС

лигроин, 175-220 оС

керосин, 220-300 оС

арома-
тика

нафтен

метан.

Челекен Западный

V-VI (ГКН)

1600

20

54

82

82,5

10,5

7,0

10

30

60

729

Котур-Тепе Центральный

II (ГК)

1680

21

53

51

87,5

9,0

3,5

8

55

37

725

VI (ГК)

2170

28

65

65

76,0

11,0

13,0

6

41

53

727

Котур-Тепе Восточный

Г (ГК)

2140

24

58

82

74,0

13,0

13,0

7

52

41

749

Д (ГК)

2290

25

63

82

74,0

12,0

14,0

7

31

62

729

I (ГКН)

2350

29

70

110

72,0

11,0

13,0

9

37

54

735

II (ГК)

2450

30

72

109

72,0

12,0

12,0

10

37

53

735

III (ГК)

2470

30

72

124

73,0

13,0

14,0

10

36

54

729

СК (ГК)

3560

45

85

220

51,1

16,0

32,5

11

27

62

760

НК (ГК)

3260

47

85

205

48,0

13,5

21,5

9

30

61

760

Котур-Тепе Западный

НК (ГКН)

3880

55

95

443

31,5

18,5

50,0

15

38

47

806

Барса-Гельмес

Д (ГК)

2600

34

71

114

64,0

15,0

20,0

8

42

50

758

III (ГК)

2550

35

72

143

68,0

12,0

15,0

11

39

50

751

НК (ГКН)

4540

60

105

397

28,0

16,0

32,0

17

25

58

795

Окарем:

НК1-НК2 (ГК)

2550

31

73

170

64,5

11,0

18,0

10

42

48

740

НК3 (ГКН)

2650

43

74

148

36,5

16,5

25,0

13

38

49

789

НК4-НК5 (ГК)

2750

45

75

158

37,5

12,5

20,4

11

43

46

789

Камышлджа:

НК5 (ГКН)

3150

48

95

166

36,0

16,0

27,0

12

33

55

791

Кызыл-Кум:

III-IIIа (ГК)

1700

23

59

82

64,5

16,5

14,0

7

28

65

745

Б.Жданова:

НК (ГК)

3106

40

80

212

38,0

16,0

27,0

8

35

57

785

 

Конденсаты восточного борта Южно-Каспийской впадины в основном легкие (плотность 725-806 кг/м3) с содержанием светлых фракций до 100 %. Содержание бензина в конденсатах в отдельных случаях достигает 80 % и более. По групповому УВ-составу относятся к ароматико-нафтенометановому и нафтенометановому типам.

На основании анализа большого фактического материала по газоконденсатным залежам Южно-Каспийской впадины рассмотрены особенности изменения физико-химических свойств конденсатов с ростом глубины залежей, составлены серии графиков, указывающих на корреляционную связь между физико-химическими свойствами конденсатов и термобарическими параметрами залежей.

Так, с ростом температуры и давления залежей увеличивается содержание конденсата в газовой фазе (рис. 1).

 

Рис. 1. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ КОНДЕНСАТА В ГАЗОВОЙ ФАЗЕ
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (а) И ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНЫХ (б) ЗАЛЕЖЕЙ
Содержание конденсата, г/м3: 1 – до 100; 2 – 100-200; 3 – > 200

 

В газоконденсатных залежах при начальном пластовом давлении до 30 МПа и температуре до 70 оС содержание конденсата в газовой фазе не превышает 100 г/м3 даже при наличии нефтяной оторочки (Котур-Тепе Восточный, I горизонт).

При пластовом давлении 30-40 МПа и температуре 70-85 оС содержание конденсата в газовой фазе изменяется в пределах 100-200 г/м3.

Газоконденсатные залежи с содержанием конденсата > 200 г/м3 встречаются при пластовом давлении > 45 МПа и температуре > 85 оС.

В газоконденсатных залежах с начальным пластовым давлением > 50 МПа и температурой > 100 оС содержание конденсата в газовой фазе превышает 300 г/м3, достигая в отдельных случаях 400-450 г/м3 (Булла-море, VIII горизонт; Шах-Дениз, свита перерыва; Котур-Тепе Западный, нижняя красноцветная свита).

Содержание конденсата в газовой фазе, наряду с термобарическими параметрами, зависит от количества и химической природы жидкой фазы в залежах. В тех случаях, когда в залежах отсутствует нефтяная оторочка, при высоких термобарических параметрах газовая фаза может оказаться недонасыщенной и, следовательно, будет характеризоваться относительно низким выходом конденсата при значительном превышении начального пластового давления над давлением начала конденсации. Этим, по-видимому, можно объяснить некоторое отклонение точек от линии, характеризующей содержание конденсата в газоконденсатных залежах с нефтяной оторочкой (см. рис. 1). Так, в залежах ПК свиты карадаг и НК4-НК5 месторождения Окарема отсутствуют нефтяные оторочки и выход конденсата при начальных пластовых давлениях 45 МПа составляет соответственно 120 и 158 г/м3.

Следует отметить, график температура – давление можно использовать при прогнозировании нефтяной оторочки в газоконденсатных залежах по продукциям первых разведочных скважин (см. рис. 1).

Можно также полагать, что открытые на больших глубинах Южно-Каспийской впадины газоконденсатные залежи при высоких термобарических параметрах пласта будут содержать значительное количество конденсата в газовой фазе, превышающее, в подавляющем большинстве случаев, 350-400 г/м3. Об этом свидетельствует открытая на глубине 6500 м газоконденсатная залежь в свите перерыва продуктивной толщи месторождения Шах-Дениз, где содержание конденсата в газовой фазе превышает 400 г/м3 при пластовом давлении 90 МПа и температуре 115 оС.

С ростом глубины залежей, наряду с увеличением содержания конденсата в газовой фазе, будут происходить значительные качественные изменения, и при высоких термобарических параметрах пласта в газе будут растворимы все более высококипящие УВ, т.е. изменятся фракционный состав и плотность конденсата.

 

Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ ВЫХОДА ФРАКЦИИ НК-175 ОС (БЕНЗИНА) В КОНДЕНСАТАХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (а)
И ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНЫХ (б) ЗАЛЕЖЕЙ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ
Выход фракции, %: 1 – до 50; 2 – 50-70; 3 – > 70

 

Выход бензиновых фракций (НК-175 оС) в конденсатах зависит от термобарических параметров залежей. При начальном пластовом давлении залежей 30 МПа и температуре 70 оС содержание бензиновых фракций в конденсатах составляет > 70 %, за исключением конденсата I-III горизонтов месторождения Калмас, значительно отличающегося и по другим физико-химическим свойствам от конденсатов всех известных газоконденсатных залежей Южно-Каспийской впадины (рис. 2).

При начальном пластовом давлении залежей 30-40 МПа и температуре 70-85 оС содержание бензиновых фракций в конденсатах несколько снижается, изменяясь в пределах 50-70 %. При давлении > 45 МПа и температуре > 85 оС содержание бензиновых фракций в конденсатах составляет < 50 %.

В зависимости от фракционного состава конденсатов их плотность изменяется в широких пределах и контролируется также термобарическими параметрами залежей.

Так, с ростом пластового давления и температуры плотность конденсатов увеличивается от 725 до 822 кг/м3 (рис. 3).

По изменению плотности конденсатов выделяются те же самые термобарические зоны, что и на основании предыдущих графиков, т.е. при начальном давлении залежей до 30 МПа и содержании бензиновых фракций в конденсатах > 70 % их плотность не превышает 740 кг/м3. При содержании бензиновых фракций в пределах 50-70% и пластовом давлении 30-40 МПа плотность конденсатов изменяется в пределах 740-760 кг/м3.

 

Рис. 3. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ КОНДЕНСАТА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (а)
И ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНЫХ (б) ЗАЛЕЖЕЙ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ
Плотность конденсата, кг/м3: 1 – 725-740; 2 – 740-760; 3 – 760-815

 

В условиях высокого пластового давления в залежах, превышающего 40-45 МПа, когда в конденсатах растворимы более высококипящие УВ и выход бензиновых фракций не превышает 50 %, значительно растет плотность конденсатов, составляя > 760 кг/м3, а в подавляющем большинстве случаев – 780-800 кг/м3 и более. На месторождении Булла-море на западном борту Южно-Каспийской впадины в газоконденсатной залежи VIII горизонта с нефтяной оторочкой на глубине 6090 м плотность конденсата 822,4 кг/м3 при пластовом давлении 85 МПа и температуре 110 оС (выход конденсата 450 г/м3).

Таким образом, в нефтегазоносных осадочных бассейнах основными контролирующими параметрами физико-химических свойств и содержания конденсатов в залежах, помимо соотношения жидкой и газовой фазы и их химической природы, являются термобарические параметры пласта. Из анализа обобщенных графиков изменения физико-химических свойств конденсатов и термобарических параметров газоконденсатных залежей с возрастанием глубин их залегания по западному и восточному бортам Южно-Каспийского впадины можно сделать следующие выводы (рис. 4, 5):

  • газоконденсатные залежи в пределах Южно-Каспийской впадины встречаются в интервалах глубин и температуре > 45-115 оС;
  • выявленные газоконденсатные залежи характеризуются аномально высоким начальным пластовым давлением, превышающим условное гидростатическое давление до 20-25 МПа при среднем градиенте 0,012-0,016 МПа/м;
  • выход конденсата в газоконденсатных залежах закономерно увеличивается с ростом глубины; при этом, наибольшим выходом конденсата характеризуются газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками;
  • с увеличением глубины залегания залежей и начальных термобарических параметров пласта, в связи с возрастанием растворимости в газовой фазе более высококипящих УВ, происходят значительные изменения фракционного состава конденсатов: в них закономерно уменьшается содержание бензиновых фракций с НК-175 оС (эти изменения наиболее ярко выражены начиная с глубины 2500 м), что, в свою очередь, приводит к увеличению с глубиной плотности конденсатов;
  • изменение физико-химических свойств конденсатов с глубиной зависит от химической природы жидкой фазы УВ-систем в залежах; с ростом глубины и, в этой связи, термобарических параметров залежей в групповом УВ-составе конденсатов увеличивается содержание метановых и ароматических УВ, ввиду их лучшей растворимости в газовой фазе, достигая в сумме 75-80 % на глубине 5000 м.
 

Рис. 4. ИЗМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОНДЕНСАТОВ
И ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (1)
И ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНЫХ (2) ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОГО БОРТА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

 
 

Рис. 5. ИЗМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОНДЕНСАТОВ
И ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (1)
И ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНЫХ (2) ЗАЛЕЖЕЙ ВОСТОЧНОГО БОРТА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

 
Таким образом, приведенные фактические данные позволяют прогнозировать особенности термобарических условий и физико-химических свойств конденсатов газоконденсатных залежей в глубоких недрах Южно-Каспийской впадины, что имеет важное практические значение при разведке и разработке залежей на больших глубинах.

©  А.И. Алиев, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru