В настоящее время Республика Саха (Якутия) является одним из субъектов Российской Федерации, которые участвуют в экспорте углеводородного сырья в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) [1]. На территории республики открыто более 30 месторождений нефти и газа, которые находятся в пределах Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных провинций востока Сибирской платформы. Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (ЛТ НГП) является самой богатой по разведанным и прогнозным запасам углеводородов. К ней приурочено более 25 % всех начальных геологических суммарных ресурсов углеводородов провинции [2]. Природные газы месторождений ЛТ НГП характеризуются высоким содержанием этана, наличием гелия и практически полным отсутствием соединений серы. Эти обстоятельства обуславливают привлекательность разработки и эксплуатации этих месторождений с точки зрения высокой рентабельности и экологической чистоты газохимического производства [1]. Однако главной особенностью инженерно-геологических условий месторождений ЛТ НГП является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400–600 м. Известно, что при проходке скважинами и подземными выработками интервала криолитозоны возникают внезапные выбросы газов, которые некоторые исследователи связывают с крупными по объему газовыми скоплениями в многолетнемерзлых породах в свободной или гидратной формах [3–5]. Сложные геокриологические условия и гидратонасыщенность криолитозоны свидетельствуют о возможности возникновения различных осложнений – вплоть до серьезных аварийных ситуаций – на всех стадиях освоения месторождений в северных регионах [6, 7].
Месторождения нефти и газа ЛТ НГП характеризуются низкими пластовыми температурами при начальных пластовых давлениях 10–19 МПа [8]. Пластовые воды имеют высокую минерализацию (до 400 г/л) и относятся к хлоридно-кальциевому генетическому типу [9]. Термобарические условия на этих месторождениях соответствуют равновесным условиям образования гидратов, однако высокая минерализация остаточной поровой влаги практически препятствует гидратообразованию в коллекторах пласта. Тем не менее не исключается наличие гидратов в коллекторах продуктивных горизонтов нефтегазоносных провинций Восточной Сибири [10], поскольку высокая минерализация пластовых вод и наличие гелия в составе природного газа являются косвенными геохимическими маркерами выявления газогидратов в зоне возможного гидратообразования (ЗВГО) [11].
Целью работы являлось термодинамическое обоснование существования гидратов в продуктивных горизонтах Лено-Тунгусской НГП и техногенного гидратообразования при эксплуатации месторождений.
Материалы и методы исследования
Термобарические условия гидратообразования природных газов месторождений Лено-Тунгусской НГП (табл. 1) были рассчитаны на основании компонентного состава газа по методике Слоана, где используется уравнение состояния газа Редлиха – Квонга [12, 13].
Таблица 1
Месторождения Лено-Тунгусской НГП
|
Месторождение |
Пластовые условия |
|
|
температура, °С |
давление, атм |
|
|
Кедергинское ГМ |
11–12 |
95–96 |
|
Верхневилючанское НГМ |
4–19 |
161–184 |
|
Озерное ГМ |
12–13 |
133–135 |
|
Северо-Нелбинское ГКМ |
10–11 |
133–150 |
|
Буягинское ГКМ |
8–9 |
171–172 |
|
Бысахтахское ГКМ |
17–30 |
308–314 |
|
Верхнечонское НГКМ |
14–15 |
136–137 |
|
Иреляхское ГНМ |
10–11 |
161–162 |
|
Талаканское ГНМ |
12–13 |
116–126 |
|
Таранское ГНМ |
11–12 |
110–111 |
|
Центрально-Талаканское ГНМ |
11–13 |
97–102 |
|
Вилюйско-Джербинское НГМ |
5–20 |
160–175 |
|
Ихтекское НГКМ |
5–7 |
154–156 |
|
Маччобинское НГМ |
10–13 |
155–163 |
|
Нелбинское НГМ |
10 |
146–147 |
|
Таас-Юряхское НГКМ |
8–14 |
141–144 |
|
Ботуобинское НГКМ |
12–13 |
158–159 |
|
Нижнехамакинское НГКМ |
13–17 |
119–129 |
|
Среднеботуобинское НГКМ |
10–11 |
141–148 |
|
Чаяндинское НГКМ |
7–10 |
131–135 |
Расчеты показали, что, кроме отдельных скважин Бысахтахского ГКМ с более глубоким интервалом перфорации, гидратообразование возможно на каждом из месторождений.
Расчет равновесных условий гидратообразования в пластовых условиях рассмотрен на примере природных газов Среднеботуобинского и Бысахтахского месторождений, отличающихся по условиям залегания и компонентному составу газа.
Среднеботуобинское НГКМ приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с карбонатными отложениями осинского и терригенными коллекторами ботуобинского и улаханского горизонтов. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, залегающим в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей юрегинской свиты нижнего кембрия. Глубина залегания залежи варьируется в пределах 1450–1550 м. Пластовое давление в залежи ниже гидростатического и составляет 13,9–15,8 МПа, пластовая температура равна 8 °С. Основная нефтегазовая залежь приурочена к преимущественно кварцевым песчаникам ботуобинского горизонта. Глубина залегания этой залежи 1875–1925 м. Пластовое давление в залежи составляет 14–14,4 МПа, что ниже условного гидростатического, пластовая температура 12–14 °С [8].
Бысахтахское ГКМ расположено в зоне сочленения Березовской впадины с Джеюктинским выступом и приурочено к одноимённой положительной структуре северо-восточного простирания. Выделяются четыре продуктивных горизонта: бысахтахский, кудулахский и успунский в вендской части разреза и юряхский – в венд-нижнекембрийской части разреза. На Бысахтахском месторождении в зависимости от скважины пластовые температуры изменяются в интервале от 17 до 30 °С; а давления – от 166 до 315 атм [2].
Результаты исследования и их обсуждение
Расчет равновесных условий гидратообразования природного газа Среднеботуобинского месторождения (рис. 1) показывает, что пластовые условия находятся глубоко в гидратной области.
На Бысахтахском месторождении образование гидратов возможно только в отдельных скважинах, для которых пластовые температуры и давления лежат в области гидратообразования (рис. 2). В скважинах, которые характеризуются высокими пластовыми температурами и давлениями, гидратообразование исключается (рис. 3).
Сравнение равновесных условий гидратообразования показывает, что природный газ Бысахтахского ГКМ (рис. 2, 3) месторождения образует гидраты при более высоком давлении по сравнению с природным газом Среднеботуобинского НГКМ (рис. 1).
Природные газы месторождений, независимо от компонентного состава, образуют гидраты кубической структуры II с заполнением молекулами газа, как малых, так и больших полостей кристаллической решетки (табл. 2). В составе гидратов из компонентов природного газа преимущественно концентрируются углеводороды С2-С4.
Рис. 1. Равновесные условия гидратообразования для пластового газа Среднеботуобинского месторождения (1991 г., скважина № 160, интервал 1889–1899). Точка пересечения штриховых линий соответствует пластовому условию. Компонентный состав газа ( % мол.): СН4 – 85,15; С2Н6 – 7,41; С3Н8 – 2,40; н-С4Н10 – 0,74; изо-С4Н10 – 0,29; С5+ – 0,93; СО2 – 0,05; N2 – 2,61; Н2 – 0,14; Не – 0,28
Степень заполнения малых полостей θ1 не достигает максимального значения, так как часть полостей остается свободной. Высокое равновесное давление гидратообразования способствует более полному заполнению малых полостей в гидрате природного газа Бысахтахского месторождения по сравнению с гидратом природного газа Среднеботуобинского месторождения. Большие полости гидратов заполняются крупными молекулами гидратообразователей, поэтому степени заполнения θ2 обоих гидратов близки к единице. Гидратные числа, рассчитанные по степеням заполнения полостей, показывают, что состав гидрата Бысахтахского месторождения близок к стехиометрическому. Плотность гидратов природного газа Среднеботуобинского месторождения больше плотности гидратов природного газа Бысахтахского ГКМ и превышают плотность гексагонального льда (0,912 г/см3). Поскольку газовые гидраты цементируют породы и увеличивают их механическую прочность, изменяют их фильтрационные свойства и могут повлиять на бурение скважин на месторождениях [11, 14].
Рис. 2. Равновесные условия гидратообразования для пластового газа Бысахтахского месторождения (скважина № 187-02, интервал 1886–1896). Сплошная линия соответствует равновесным условиям гидратообразования. Точка пересечения штриховых линий соответствует пластовому условию. Компонентный состав пластового газа ( % мол.): СН4 – 90,423; С2Н6 – 5,580; С3Н8 – 1,484; н-С4Н10 – 0,409; изо-С4Н10 – 0,173; С5+ – 0,774; СО2 – 0,180; N2 – 0,879; Н2 – 0,069; Не – 0,079
Рис. 3. Равновесные условия гидратообразования для пластового газа Бысахтахского месторождения (скважина № 187-02, интервал 2620–2905). Сплошная линия соответствует равновесным условиям гидратообразования. Точка пересечения штриховых линий соответствует пластовому условию. Компонентный состав пластового газа ( % мол.): СН4 – 90,10; С2Н6 – 4,52; С3Н8 – 0,92; н-С4Н10 – 0,19; изо-С4Н10 – 0,09; С5+ – 1,41; СО2 – 0,87; N2 – 1,74; Н2 – 0,05; Не – 0,06
Таблица 2
Состав и свойства гидратов природных газов
|
Компонент |
Среднеботуобинское НГКМ |
Бысахтахское ГКМ |
|
|
Содержание компонентов в гидрате, % мол. |
|||
|
гидрат |
гидрат |
||
|
Метан |
63,41 |
74,40 |
|
|
Этан |
4,61 |
6,03 |
|
|
Пропан |
26,30 |
16,51 |
|
|
Изобутан |
4,51 |
1,98 |
|
|
н-бутан |
1,15 |
0,47 |
|
|
Диоксид углерода |
0,02 |
0 |
|
|
Азот |
0 |
0,32 |
|
|
Молярная масса, г/моль |
26,40 |
22,49 |
|
|
Степень заполнения полостей |
малых θ1 |
0,7619 |
0,9096 |
|
больших θ2 |
0,9946 |
0,9934 |
|
|
Гидратное число n |
6,75 |
6,04 |
|
|
Плотность гидратов, г/см3 |
0,939 |
0,931 |
|
Заключение
Низкие пластовые температуры месторождений Лено-Тунгусской НГП способствуют переходу углеводородов в гидратное состояние в продуктивных горизонтах. Наличие гидратов косвенно подтверждается высокой минерализацией пластовых вод и наличием гелия в природном газе. На месторождениях также возможно техногенное гидратообразование в призабойной зоне пласта и в стволах скважин. Основным методом борьбы с техногенным гидратообразованием до сих пор остается закачка термодинамических ингибиторов в скважины и призабойную зону пласта [9].
В связи с этим при разработке и эксплуатации каждого месторождения Лено-Тунгусской НГП необходимы исследования, направленные на составление технологических схем с учетом индивидуальных геолого-промысловых данных и физико-химических свойств пластовых флюидов, а также на поиск экономически эффективных путей сокращения эксплуатационных затрат по предупреждению техногенного гидратообразования.
Работа выполнена в рамках госзаказа Министерства науки и высшего образования РФ № 0377-2018-0002.
Библиографическая ссылка
Калачева Л.П., Рожин И.И. О ВОЗМОЖНОМ ОБРАЗОВАНИИ ГИДРАТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2019. – № 12-1. – С. 55-59;URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=12953 (дата обращения: 21.11.2024).