К оглавлению журнала

 

УДК 55398.55036(574.1)

Г.П. БЫЛИНКИН, Г.И. ТИМОФЕЕВ, М.П. КУЛИНИЧ (НВ НИИГГ)

Термодинамическое состояние пластовой смеси Карачаганакского месторождения

Карачаганакское газоконденсатное месторождение с нефтяной подушкой приурочено к поднятию, состоящему из каменноугольного цоколя, сложенного карбонатными породами, и нижнепермской рифогенной надстройки. Покрышкой для залежи, расположенной в интервале 3600–5190 м, служат сульфатные и галогенные нижнепермские образования. Толщина нефтяной оторочки составляет 200 м, отмечается тенденция понижения границы ВНК в северо-восточном направлении. Содержание конденсата на газ сепарации по высоте залежи изменяется в пределах 400–1450 см33, пластовые температура 69–92 °С, давление 51,2– 58,8 МПа. Коэффициент аномальности пластового давления возрастает от подошвенной части залежи к кровельной от 1,16 до 1,41.

Массивный характер залежи, ее необычайно большая высота (1550 м), выдержанность литолого-фациального состава коллектора, существенная дифференциация содержания конденсата, изменчивость термобарических условий, наличие нефтяной подушки позволяют рассматривать Карачаганакское месторождение как эталонный объект для изучения фазового состояния глубокопогруженных залежей. Исследование проведено как на теоретическом, так и экспериментальном уровне. Установлено, что пластовая смесь находится в двух гомогенных фазах: газовой и жидкой. Переход из одной фазы в другую осуществляется в результате изменения главным образом критической температуры.

Различный методический подход к определению параметров фазового состояния пластовой смеси обусловил разноречивую оценку степени насыщенности системы. Ю.П. Коротаев и др. [4] на основе математического моделирования фазового поведения пластовой смеси по уравнению состояния реальных газов в модификации Пенга–Робинсона пришли к выводу, что пластовая система Карачаганакского месторождения существенно недонасыщена жидкими УВ в газоносной его части и газообразными в нефтяной. Пластовое давление по всей высоте залежи выше давления начала конденсации и насыщения на 20– 30 МПа и, следовательно, степень насыщенности системы составляет 55–60 %.

Расчеты Г.С. Степановой (1987 г.) свидетельствуют о более высокой степени насыщенности пластовой смеси: 73 в нижней части газоконденсатной залежи и 96 % в нефтяной.

Экспериментальные данные, полученные на различных установках – “Раска”, модернизированная АСМ-600 “Альстом-Атлантик” (ВНИИгаз, НВ НИИГГ. КазНИГРИ, ПО НВ НИИГГ), говорят о еще большей близости давления начала конденсации к пластовому при насыщенности газоконденсатной системы на 76–98 % Возможно, дефицит насыщения обусловлен технологическими причинами при исследовании скважин, в частности создаваемыми депрессиями на пласт, при которых часть конденсата в нем может выпадать. Вместе с тем дифференциация C5+высш. по высоте залежи и предельная насыщенность нефтяной системы не исключают рост насыщенности пластового газа в сторону подошвенной части.

Результаты дифференциальной конденсации пластового газа по нижней и верхней частям залежи представлены на рис. 1. Для сравнения приведены данные по Астраханскому ГКМ, полученные на PVT “Альстом-Атлантик” (ПО НВ НИИГГ).

Для Карачаганакского месторождения изотермы имеют более крутую форму по сравнению с Астраханским ГКМ. Давление начала конденсации изменяется от 45,5 до 57 МПа, а пластовое от 51,2 до 58,4 МПа, давление максимальной конденсации возрастает от 18 до 23 МПа в направлении от нижнепермской к каменноугольной части разреза. Следует отметить, что при возрастании потенциального содержания конденсата по высоте залежи существенно увеличивается количество выпадающей жидкости в ретроградной области, в зоне максимальной конденсации. В каменноугольном объекте участок изотермы от давления начала конденсации до давления максимальной конденсации близок к вертикали, что свидетельствует о приближении к критической точке. Следовательно, при небольшом снижении давления в пласте будет выпадать значительное количество конденсата, что приведет к резкому уменьшению доли стабильного конденсата в выносимом газе (см. рис. 1, кривая V). Характерно также и то, что по стабильному конденсату зона прямого испарения практически не фиксируется (см. рис. 1, кривая IV). Коэффициенты конденсатоотдачи при эксплуатации залежи на режиме истощения составят 0,31–0,42 для нижнепермского объекта и 0,26–0,29 для каменноугольного.

Вместе с тем результаты ОПЭ за период с 1/XI 1984 г. по 1/IV 1987 г. (Казгазпром) показали, что содержание конденсата, несмотря на опускание забойного давления (31–47 МПа) ниже точки росы, после небольшого снижения в первый месяц эксплуатации во втором возросло с 400 до 500 г/м3 (по сырому конденсату). Затем после падения до 410 г/м3 в течение двух месяцев количество добываемого конденсата повысилось до 600 г/м3 и после этого при небольших колебаниях оставалось на этом уровне с тенденцией некоторого повышения до 700–760 г/м3.

Снижение содержания конденсата в начальный период эксплуатации, по-видимому, связано с выпадением его в пласте, повышение – с дополнительным вводом в эксплуатацию скважин, вскрывших каменноугольные отложения с более высокой концентрацией конденсата. Так, по данным А.З. Сагитовой и др. (1986 г.), в декабре 1984 г. в эксплуатации находились шесть скважин, вскрывших пермские отложения, в феврале и затем в мае 1985 г. были введены в эксплуатацию еще четыре скважины, вскрывшие породы карбона. Небольшие колебания содержания конденсата (до 10 %), по мнению этих же авторов, могут быть связаны с прорывами газа сепарации на УКПГ. Вместе с тем, исходя из экспериментальных данных, при существующих депрессиях после ввода в эксплуатацию каменноугольного объекта количество добываемого конденсата должно было бы снижаться в результате ретроградного выпадения в пласте. Объяснение этого противоречия заключается, видимо, в том, что на первых этапах разработки выпадающий сырой конденсат мог заполнить поровое пространство пород призабойной зоны до уровня, допускающего фильтрацию. В связи с этим выпадающий конденсат из вновь поступивших из воронки депрессии порций пластовой смеси не осаждался в породе и уходил в скважину-сепаратор. Не исключен массообмен с ранее выпавшим конденсатом и частичный его захват, что обусловливает некоторое колебание содержания добываемого конденсата.

Однако при значительном падении пластового давления и потере естественной энергии пласта скорость движения выпавшего конденсата будет снижаться, и он будет осаждаться главным образом в пласте, что приведет к значительному уменьшению количества добываемого конденсата.

Другое объяснение неснижающегося выхода конденсата во время ОПЭ может быть связано с наличием остаточной нефти в газонасыщенной части коллекторов. Легкие подвижные фракции остаточной нефти при существующих депрессиях вполне могут выноситься из пласта и добавляться к конденсату. Аналогичные процессы характерны для Оренбургского месторождения. Предельная насыщенность газоконденсатной смеси УВ C5+высш. в каменноугольной части месторождения допускает существование относительно легкокипящих УВ в остаточной нефти в пластовых условиях, которые при подъеме керна на поверхность смешиваются и частично теряются. Фиксация этих УВ может быть связана с отбором герметизированного на забое керна и балансовым анализом всех УВ, содержащихся в пласте.

Для повышения конденсатоотдачи необходима реализация сайклинг-процесса, особенно на каменноугольном объекте. По расчетным данным, коэффициент извлечения конденсата можно повысить до 0,75– 0,85 (В.Н. Мартос, 1985 г.). На основе анализа ряда вариантов для повышения конденсатоотдачи некоторые исследователи предлагают начинать разработку на режиме естественной энергии пласта до достижения текущего пластового давления 40 МПаПримечание и одновременно создавать оторочку из широких фракций легких УВ. Затем применить частичный сайклинг-процесс с возвратом в пласт 50 % сухого газа для проталкивания оторочки и вымывания конденсата, выпавшего в пласте. Доразработку осуществлять на режиме истощения. Эти мероприятия позволят получить также высокую конечную конденсатоотдачу (примерно 0,7).

Пластовая смесь из Астраханского ГКМ, характеризующаяся более низким содержанием конденсата, существенно недонасыщена им (степень насыщенности 57–64 %). Количество жидкости, выпадающей в ретроградной области, гораздо меньше, чем на Карачаганакском месторождении. Давление максимальной конденсации снижается до 14 МПа, выпадение конденсата при давлении ниже точки росы идет медленнее. Коэффициент конденсатоотдачи составляет 0,6–0,7 (В.И. Лапшин, 1987 г.), что сопоставимо с коэффициентом извлечения конденсата на Карачаганакском месторождении, полученным с применением сайклинг-процесса.

Нефтяная зона исследовалась на четырех объектах на глубинах 4970–5100 м (табл. 1). Анализы выполнены в НВ НИИГГ в антикоррозийном термостатируемом автоклаве большого объема (500 см3) на установке АСМ-600 с использованием жидкометаллического сплава на основе тройной эвтектики ГИО (Ga–In–Sn).

Анализ экспериментальных данных (см. табл. 1, рис. 2) по контактному и дифференциальному разгазированию позволяет заключить, что в пластовых условиях на Карачаганакском месторождении находится нефть с относительно большим количеством растворенного газа (354–883 м33), плотность ее составляет 0,5–0,67 г/см3 против 0,82–0,87 г/см3 в стандартных условиях (разгазированная нефть), при объемном коэффициенте 1,83–3,2. Следует отметить, что от зоны ГНК к подошвенной части уменьшаются газосодержание и объемный коэффициент, увеличиваются плотность, вязкость и количество смолисто-асфальтеновых веществ (на смолы приходится 2,4– 10,2, на асфальтены 0,01–0,57 %). Вместе с тем анализ значений плотности разгазированных нефтей показывает, что в северо-восточной части месторождения в подошве нефтяной оторочки присутствуют относительно легкие нефти (r420=0,84 г/см3). Это позволяет предполагать их высокое газосодержание – до 700 м33. В центральной части нефтяной оторочки, совпадающей с зоной отсутствия коллекторов (kп<4 %), нефтей не встречено.

Пластовые нефти практически насыщены газом, о чем свидетельствуют близкие значения давления насыщения и пластового.

В нижней части нефтяной подушки, вблизи ВНК, судя по уменьшению газосодержания пластовых нефтей до 250–300 м33 (результаты исследования на сепараторе “Порта-Тест”), где плотность дегазированной части нефти не увеличивается и остается на уровне средней части (около 0,88 г/см3), нефти должны быть недонасыщенны. Основываясь на результатах рекомбинации этих нефтей при изменении газосодержания дефицит насыщения их газом может составлять 10–15 МПа.

Для оценки коэффициента нефтевытеснения Карачаганакского месторождения на режиме растворенного газа было проведено моделирование процесса истощения залежи на установке АСМ-600 по керну и пластовой нефти.

Насыщение керна нефтью производилось при давлении 60 МПа (превышает давление насыщения) и температуре 89 °С. Давление на выходе из керна поддерживалось на уровне пластового, а перепад составлял не более 5 МПа. Пластовая нефть в количестве, соответствующем 10 объемам порового пространства, прокачивалась через керн. Газонефтяная смесь выпускалась при стандартных условиях через сепаратор с замером объема полученного газа и сепарированной нефти. После этого керн взвешивался для определения остаточной нефти. Расчет коэффициента нефтевытеснения проводился двумя способами по соотношению:

1) сепарированной и остаточной нефти,

2) объема пор и остаточной нефти

где GH – масса нефти в сепараторе при стандартных условиях, г, GO.H – масса остаточной нефти в керне после истощения, г, Vп – объем порового пространства, kпер – коэффициент перевода пластовой нефти в усаженную при стандартных условиях, Vм – объем мертвого пространства, см3. Результаты, полученные с помощью каждого из этих способов, в идеальном варианте должны совпадать. Вместе с тем, поскольку при насыщении образца часть пор может оставаться не заполненной нефтью, а часть будет занята газом, вероятно, первый способ дает минимальную, а второй максимальную оценку коэффициента нефтевытеснения. Результаты шести опытов показывают, что коэффициент нефтевытеснения для нефти плотностью 0,85 г/см3 с газовым фактором 365–638 м33 оценивается 0,48–0,58 при среднем значении 0,53. Изменение пористости от 5 до 12 % ощутимо не сказывается на величине коэффициента нефтевытеснения (табл. 2).

В полученный коэффициент нефтевытеснения в лабораторных условиях необходимо ввести коэффициент охвата пласта, учитывающий коэффициент расчлененности, проницаемость пласта, площадь сетки скважин, долю запасов. При расчетном коэффициенте охвата пласта 0,8 для Карачаганакского месторождения коэффициент нефтевытеснения на режиме истощения будет составлять 0,42.

Для его повышения целесообразно применять способ репрессии газа в область нефтяной оторочки с целью перевода части нефти в газоконденсатное состояние (В.Н. Мартос, 1985 г.). Характер угла наклона кривой зависимости давление – объем (см. рис. 2) свидетельствует о близости к критической точке пластовой нефти и соответственно о реальности перевода нефти в газоконденсатное состояние.

Уменьшение потерь жидких УВ в нефтяной части пласта на режиме растворенного газа будет достигаться также при осуществлении сайклинг-процесса в газовой части при одновременной разработке газового и нефтяного объектов.

Стабилизация давления в газовой части будет препятствовать разгазированию нефти в пласте. По расчетам Г.С. Степановой (1987 г.), при такой разработке в верхнюю половину залежи целесообразно закачивать наряду с сухим газом нефтяной. Преимущество такой закачки заключается в том, что обогащенный газ будет сдерживать повышение давления начала конденсации пластовой смеси.

Вместе с тем анализ реального нефтяного газа Карачаганакского месторождения показал, что он обладает определенной сухостью (табл. 3) и по составу близок к газу сепарации газоконденсатной смеси при давлении и температуре сепарации соответственно 64 МПа и 30 °С.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Соколов В.А. Комбинированные режимы разработки газоконденсатных месторождений // Газовая промышленность. – 1984. – № 2. – С. 30–31.
  2. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности коллекторов Астраханского газоконденсатного месторождения. / А.М. Бриндзинский, В.И. Петерсилье, Г.А. Габриэлянц // Геология нефти и газа. – 1983. – № 12. – С. 10–12.
  3. Перепеличенко В.Ф. Анализ эксплуатации первоочередных скважин Карачаганакского месторождения // Газовая промышленность. – 1986. – № 5.– С. 26–28.
  4. Термодинамическое состояние пластовых смесей месторождений газа и нефти / Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский, В.Ф. Перепеличенко // Геология нефти и газа. – 1985. – № 2. – С. 1–3.

Примечание. Принимается во внимание теоретическая модель существенной недонасыщенности УВ С5+ высш. пластовой смеси.

Таблица 1 Основные результаты исследования пластовых нефтей Карачаганакского месторождения

Параметры

Скважина

6

14

33

29

Интервал перфорации, м

5034–5062

5068–5100

5120–5155

5164–5204

Пластовое давление, МПа

58

58,2

58,2

58,6

Пластовая температура, °С

84

85

87

89

Давление насыщения, МПа

57,9

58,2

57,85

58,57

Газосодержание, м33

883

689

533

354

” , м3

1080

813

623

405

Объемный коэффициент пластовой нефти

3,2

2,6

2,27

1,82

Плотность пластовой нефти, г/см3

0,499

0,56

0,605

0,671

Вязкость пластовой нефти, мПа·с

<0,2

<0,2

0,23

0,6

Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3·Па) ·10-5

1,53

1,18

0,92

0,54

Плотность газа при 20 °С (измеренная), кг/м3

0,888

0,905

0,966

0,988

Плотность сепарированной нефти, г/см3

0,818

0,848

0,856

0,874

Таблица 2

Результаты экспериментального определения коэффициента нефтевытеснения на керне Карачаганакского месторождения при режиме истощения (рпл=57,9 МПа, ТПЛ=89 °С, r420 нефти=0,85 г/см3)

Номер опыта

Пористость, %

Проницаемость, n·10-3мкм2

Газосодержание нефти, м3/м3

Объем порового пространства, см3

Коэффициент перевода пластовой нефти (см3) в усаженную нефть (г)

Масса остаточной нефти в керне после истощения, г

Объем остаточной нефти в керне на поровое пространство, %

Масса нефти в сепараторе при стандартных условиях, г

Коэффициент нефтевытеснения, рассчитанный разными способами

I

II

1

4,95

0,63

365

27,3

0,494

5,7

24,3

-

-

0,58

2

4,95

0,63

365

27,3

0,494

5,6

23,8

6,33

0,53

0,58

3

4,95

0,63

487

27,3

0,406

5,5

23,4

5,00

0,48

0,50

4

4,95

0,63

487

27,3

0,407

5,5

23,4

-

0,50

5

10,8

0,68

487

47,3

0,406

9,15

22,5

10,10

0,52

0,52

6

11,9

0,72

638

52,0

0,3153

9,15

18,2

8,29

0,50

0,50

Таблица 3 Состав нефтяного газа и газа сепарации Карачаганакского месторождения

Тип газа

Скважина

Содержание, мол. доля, %

СH4

С2Н6

С3H8

i-C4H10

n-C4H10

C5 +высш

N

CO2

H2S

Нефтяной

6, 7, 14, 29, 33, 37

69,85

9,05

4,58

1,14

1,70

1,63

0,9

6,07

5,08

Сепарации

6

77,02

7,00

4,75

0,24

0,48

0,31

0,6

6,00

3,60

Рис. 1. Кривые дифференциальной конденсации пластовой смеси Карачаганакского (1–7) и Астраханского (8,9)

месторождений.

Кривые: 1–3, 6–9 – дифференциальной конденсации по сырому конденсату, см33, 4 – по стабильному конденсату, г/м3, 5 – изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе, г/м3

Рис. 2. Изменение параметров пластовой нефти Карачаганакского месторождения в зависимости от давления. Дифференциальное разгазирование (скв. 29, глубина 5164 – 5204 м, рпл=58,57 МПа, Тпл=89 °С).

Кривые: 1 – плотности газа, 2 – плотности нефти, 3 – объемного коэффициента, 4 – содержания газа в растворе, 5 – выделившегося газа