К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:622:276:533(574.13)

© В.И. Лапшин, С.Р. Гуревич, 1990

Экспериментальные исследования фазового состояния УВ Карачаганакского месторождения

В.И. ЛАПШИН (НВНИИГГ), Г.Р. ГУРЕВИЧ (МИНГ)

Карачаганакское месторождение приурочено к разрезу подсолевого комплекса, состоящего из карбонатных отложений нижнепермского и каменноугольного возраста.

Каменноугольные отложения, слагающие нижний этаж продуктивного разреза, представлены шельфовыми платформенными образованиями. По поверхности данных пород складка представляет собой антиклиналь субширотного простирания с большой амплитудой. Продуктивная толща Карачаганакского месторождения изучена еще недостаточно подробно и характеризуется фильтрационной и емкостной неоднородностью пород как по площади, так и по разрезу. В разрезе Карачаганакского месторождения преобладают низко- и среднеемкие и низко- и среднепроницаемые коллекторы пористостью 9–15 % и проницаемостью около 0,1–0,005 мкм2. Крайне слабая зависимость между пористостью и проницаемостью матрицы, отмеченная по керну, свидетельствует о существенном вкладе трещинной проницаемости, особенно в низкопоровых коллекторах.

По данным глубинных замеров, пластовая температура возрастает с глубиной до 343–345 К в верхней части карбонатного массива (–3700 м) и до 353–355 в подошве залежи (–5200 м), температурный градиент 1,10–1,15 °С на 100 м. Пластовое давление в залежи колеблется от 52,5 МПа у кровли (–3800 м) до 60 у подошвы (–5200 м).

Содержание УВ (%) в пластовой смеси составляет 89,5–91,5, в том числе группы С5+высш.– 8,4–18, двуокиси углерода – 5,5–6,6, сероводорода – 2,5–5,4 и инертных компонентов, которые в основном представлены азотом, 0,4–1,5.

Отмечается существенное изменение состава пластовой смеси по толщине продуктивного горизонта. Так, отношение концентрации метана к концентрации его гомологов варьирует от 4,7–5,7 в верхней части разреза до 2,5–2,8 в подошвенной.

Концентрация группы УВ С5 + высш. увеличивается с глубиной от 5,5 % (317 г/м3) у кровли пласта до 13–14 (1000 г/м3) в подошвенной его части. Потенциальное содержание группы C5+высш. в пластовой смеси, находящейся на одном интервале продуктивной толщи, колеблется в пределах 20–30 %, причем с глубиной этот предел сохраняется практически постоянным (рис. 1).

Для экспериментального исследования фазового состояния пластовых смесей Карачаганакского месторождения были использованы газ сепарации и насыщенный конденсат, отобранные из скв. 107, 35, 7, середина интервалов перфорации которых приходится соответственно на глубины 4082, 4722 и 4983 м. К этим глубинам приурочена газоконденсатная часть залежи. Характеристика и состав проб отобранных пластовых флюидов приведены в таблице.

Для изучения влияния изменения потенциального содержания и состава конденсата (плотности, молекулярной массы) на давление начала конденсации (Рн к) пластовой смеси проведены соответствующие эксперименты с пробами пластовых смесей, отобранных из скважин 107, 35, 7. Диапазон изменения потенциального содержания конденсата в изучаемых смесях соответствует колебанию потенциального содержания конденсата в пластовом флюиде, находящемся в интервале продуктивного горизонта, вскрытого этими скважинами.

Эксперименты (совместно с Ю.Ю. Кругловым и А.П. Желтовым) проводились следующим образом. В камеру PVT установки “Magra-PVT” по известной методике подавали заданное количество товарного (или дегазированного) конденсата и газа сепарации. Затем за счет перемещения поршня повышали давление в камере PVT и фиксировали величину давления, при котором конденсат полностью растворяется в газе. Затем при этом давлении в камеру PVT закачивали дополнительное количество того же конденсата и снова изменяли давление в камере, фиксируя давление полного его растворения в газе. В процессе этих экспериментов содержание конденсата в смеси, находящейся в камере PVT, менялось от 200 до 1000 г/м3. В этом диапазоне изменения содержания конденсата изучаемые системы из двухфазного парожидкостного состояния переходили в однофазное газовое.

Для иллюстрации данного явления на рис. 2 приведена фазовая диаграмма пластовой смеси скв. 107 (подобный вид фазовой диаграммы характерен и для других скважин Карачаганакского месторождения). Результаты экспериментов, представленные на рис. 2, позволят выявить следующие закономерности: 1) утяжеление конденсата (возрастание плотности и молекулярной массы) значительно увеличивает давление начала конденсации при равных потенциальном содержании конденсата и температурах; 2) вначале по мере повышения содержания конденсата в смеси для всех трех скважин давление начала конденсации растет, достигает максимального значения, а затем падает. Следует отметить, что максимальные значения давлений начала конденсации примерно соответствуют средним потенциальным содержаниям конденсата, характерным для интервалов, вскрытых скв. 107, 35, 7, соответственно 426, 638, 655 г/м3. Все кривые гипотетически сходятся в одну точку, соответствующую примерно 1000–1200 г/м3. При содержании конденсата в смеси, превышающем 1200 г/м3 , исследуемые смеси переходят при повышении давления из двухфазного парожидкостного состояния в однофазное жидкое.

Выявленные закономерности изменения величины Рн к позволяют уточнить прогнозируемое фазовое состояние пластового флюида Карачаганакского месторождения.

Так, ближе к кровле, на глубинах 3800–4000 м, недонасыщение пластовой смеси наибольшее (12– 13 МПа). С увеличением глубины, пластовых давлений и возрастанием потенциального содержания конденсата, его плотности и молекулярной массы рост Рн к происходит быстрее, чем увеличивается пластовое давление, поэтому недонасыщенность системы с глубиной уменьшается, на глубине 4800–5000 м система практически становится насыщенной. При возрастании количества конденсата в смеси до 1100–1200 г/м3 и выше пластовая смесь с таким содержанием находится на глубинах примерно 5100–5200 м и пластовый флюид ведет себя как нефтегазовая система.

Установленные закономерности изменения величины Рн к с увеличением содержания конденсата могут быть объяснены в рамках кинетической теории [1, 2]. Сила взаимодействия молекул смеси определяется расстоянием между ними и их размерами: чем меньше расстояние между молекулами и больше их размер, тем больше их сила взаимодействия.

При относительно низких давлениях и небольшом количестве в газовой фазе крупных высококипящих УВ-молекул расстояние между молекулами в газовом растворе относительно большое и силы взаимодействия между ними невелики. При повышении давления расстояние между молекулами уменьшается, а силы взаимодействия увеличиваются, причем между крупными молекулами силы взаимодействия растут быстрее. Поэтому все более крупные молекулы жидких УВ конденсата под действием этих сил переходят в газовую фазу. Наконец, при некотором давлении конденсат полностью растворяется в газовой фазе. Если в этом случае в систему снова добавляется некоторое количество конденсата, то силы взаимодействия между молекулами в газовой фазе недостаточны, чтобы полностью растворить конденсат в газовой фазе. Приходится снова повышать давление, чтобы за счет уменьшения расстояния между молекулами возросли силы взаимодействия.

По мере увеличения количества крупных молекул конденсата в газовой фазе расстояние между молекулами уменьшается. Поэтому для достижения величины силы взаимодействия, при которой дополнительно введенный конденсат полностью растворяется в газовой фазе, давление должно быть увеличено на все меньшую величину. Наконец, создается такая концентрация в газовой фазе молекул УВ, составляющих конденсат, когда требуется меньшее давление для достижения величины сил взаимодействия, обеспечивающих полное испарение конденсата. Добавление в этом случае новых порций конденсата в систему ведет к снижению давления полного испарения конденсата. В точке пересечения изотерм изменение давления начала конденсации содержание конденсата в системе достигает такой величины, при которой система начинает вести себя как нефтегазовая.

Важнейшим фактором, влияющим, вероятно, на характер изменения Рн.к, является концентрация молекул УВ конденсата в газовой фазе. Последнее определяет при прочих равных условиях величину сил взаимодействия молекул. Наблюдаемый характер изменения Рн к возможен лишь при условии постепенного увеличения содержания конденсата в смеси, обеспечивающего постепенное возрастание концентрации молекул высококипящих УВ в газовой фазе. При контактировании той же газовой фазы и того же конденсата, что и в описанных экспериментах, в соотношении, например, 1000 г/м3 величина давления начала конденсации будет выше. В этом случае концентрация молекул конденсата в газовой фазе на начало данного опыта будет меньше, а расстояние между ними больше, чем при проведении предыдущих экспериментов, и поэтому потребуется более высокое давление для полного испарения конденсата.

Выявленные особенности позволяют с большей достоверностью прогнозировать фазовое состояние пластовых смесей Карачаганакского месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Газоконденсатные системы и методы их изучения // Труды УкрНИГРИ.– М.– Вып. XXXII.– 1984.
  2. Технология проведения и результаты газоконденсатных исследований на месторождениях с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода / В.И. Лапшин, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский и др. // Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.– М.: ВНИИЭгазпром.– 1988.– Вып. 5.

Abstract

In this paper, we present the results of experimental investigations of recombined reservoir mixtures obtained from different intervals. Condensate composition and density are shown to effect the phase characteristics of a reservoir mixture. It has been established that the reservoir mixtures at a depth of 3,900 m, whics corresponds to the top of the field, are undersaturated by 12–13 MPa while those at depths of 4,800–5,000 m are close to saturation. The regularities in the change of pressure of con-densate onset with an increased content of condensate in the mixture are explained.

Рис. 1. Изменение давления начала конденсации в зависимости от потенциального содержания конденсата С2+высш. для газоконденсатных смесей.

Кривые (газоконденсатные смеси): I – скв 107, II – скв 35, III – скв 7

Рис. 2. Фазовая диаграмма пластовой смеси скв. 107 Карачаганакского месторождения.

Цифры на диаграмме – значение изоплеры – линии равного объемного содержания жидкой фазы в смеси, %

Таблица 1 Характеристика скважин и состав проб пластовых флюидов

Параметры

Скв 107

Скв 35

Скв 7

Интервал перфорации, м

3842–4323

4700–4722

4968–4981

Пластовое давление, МПа

52,6

56,2

58,9

Пластовая температура, К

345

347

355

Компоненты, %:

     

СН4

73,05

75,72

67,75

С2Н6

5,37

4,69

7,62

С3Н8

2,94

2,25

3,02

i-C4H10

0,45

0,42

0,36

n-C4H10

0,79

0,68

0,62

С5+высш.

6,71

8,90

10,04

N2

1,18

0,60

0,95

СО2

6,18

2,89

6,35

Н2

3,32

3,85

3,29

Потенциальное содержание:

     

С5+высш. в пластовом газе, г/м3

426

638

656

Плотность стабильного конденсата, г/см3

0,766

0,797

0,807

Молекулярная масса стабильного конденсата

140

155

172