К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:622.276:533(574.13)

© Коллектив авторов, 1990

Оценка фазового состояния пластовой смеси в зоне ГНК Карачаганакского месторождения

Г.П. БЫЛИНКИН, А.В. УРУСОВ, В.Н. МАТРОСОВА (НВ НИИГГ), К.К. ДЮСЕНГАЛИЕВ(КазНИГРИ)

Жидкие сепарированные флюиды в подошвенной части Карачаганакского месторождения дифференцируются по плотности от 0,81–0,82 до 0,87–0,88 г/см3. При этом в интервале 4960–5020 м в зависимости от площадного расположения скважин отмечается некоторый скачок в изменении плотности от 0,81–0,82 до 0,84–0,85 г/см3 и соответственно физико-химической характеристики.

Зона относительно тяжелых флюидов имеет мощность от 130 до 190 м. Возрастание плотности, как правило, происходит до середины нефтяной оторочки, а в нижней части в пределах 60–100 м она почти не меняется. Ниже ВНК встречены проявления более тяжелых нефтей плотностью 0,88–0,92 г/см3 за счет возрастания асфальтовосмолистых веществ и твердых парафинов (асфальтены достигают концентрации 3,3 %).

В отличие от южного и юго-западного участка месторождения, где отмечается полный ряд изменения плотности нефти, в северо-восточном в подошвенной части зафиксированы нефти плотностью не более 0,85 г/см3. Центральная зона (скв. 6, 23), где развиты низкопоровые породы, характеризуется отсутствием относительно тяжелых флюидов. Здесь в единичных микрорезервуарах в интервале 4950–5160 м и даже в водоносной части встречены жидкие УВ плотностью 0,81–0,82 г/см3.

На основе имеющегося фактического материала по исследованию глубинных проб Карачаганакского месторождения [1] с полной уверенностью можно говорить о наличии пластовых насыщенных нефтей с плотностью сепарированной жидкости более 0,83 г/см3 и газовым фактором до 750 м33 (900 м3/т), максимальным для этих нефтей (рис. 1), при следующем среднем составе растворенного газа (%): метан – 69,85, этан – 9,05, пропан – 4,58, изобутан – 1,14, н-бутан – 1,70, изопентан – 0,66, н-пентан – 0,57, гексан – 0,27, азот – 0,90, углекислый газ – 6,07, сероводород – 5,08, гелий – следы. По составу газ относительно легкий, практически не изменяется по разрезу и близок к газу сепарации из газоконденсатной части разреза при небольшом увеличении гомологов метана.

По наклону экспериментальных кривых зависимости давления насыщения от газосодержания (рис. 2) теоретический переход этих нефтей в газоконденсатное состояние при температурах 84–89 °С возможен при разбавлении системы количеством газа более 900 м33 , нереальным для данных условий. Вместе с тем фактические данные экспериментального моделирования показывают, что полный переход относительно тяжелых нефтей в условиях Карачаганакского месторождения даже при разбавлении их очень большим количеством газа невозможен. Так, при дифференциальном растворении нефти (плотность дегазированной части r420=0,85 г/см3) газом сепарации и при доведении его суммарного количества до 6000 м3 (5100 м33) в пластовых термобарических условиях в газоконденсатное состояние перешло только 66 % исходной нефти.

Учитывая, что в пластовых условиях Карачаганакского месторождения жидкие дегазированные флюиды плотностью более 0,83 г/см3 при существующих газосодержаниях могут находиться только в жидком состоянии, идентификацию фазового состояния можно проводить по плотности и другим физико-химическим характеристикам.

Более сложным вопросом является оценка фазового состояния пластовой смеси с плотностью дегазированных флюидов 0,80–0,82 г/см3, находящихся в предполагаемой контактной газожидкостной зоне (ГЖК) с газосодержанием 700–1100 м33. Исследование критериев по физико-химической характеристике жидкого флюида для идентификации фазового состояния систем затруднительно, поскольку они находятся в околокритическом состоянии, где при незначительном изменении газосодержания происходит резкое изменение критической температуры (Tкр). В связи с этим пластовая смесь при одном и том же составе жидкого флюида может находиться как в газообразном (Tпл>Tкр), так и жидком (Tпл<Tкр) состоянии (см. рис. 2.)

Распознавание фазового состояния пластовой смеси при исследовании скважин в данных условиях также затруднительно, поскольку фазовое поведение системы после раздела на две фазы практически одинаково как для процессов разгазирования, так и конденсации, поскольку объемы образующихся газовой и жидкой фаз сопоставимы. Решение вопроса о проведении контакта между газоконденсатной и нефтяной частями в Карачага-накском месторождении в настоящее время неоднозначно. По промысловым данным и физико-химической характеристике флюидов, граница имеет отметку – 5000 м [2]. Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский по расчетам значения Tкр на основе уравнения состояния в модификации ПенгаРобинсона проводят ее на отметке – 4900 м [4], а по расчетам В.Ф. Перепеличенко с использованием того же уравнения контакт поднимается до –4450 м [3].

Фактические данные экспериментального исследования глубинных и рекомбинированных проб пластовой смеси показали, что ГЖК на Карачаганакском месторождении должен располагаться на глубине 4900–5000 м, поскольку ниже отметки –5000 м однозначно установлено жидкое состояние флюида, а выше –4900 м газоконденсатное по рекомбинации представительных проб, отобранных через полнопоточный сепаратор “Порта-Тест”. Интервал неопределенности фазового состояния по газосодержанию составляет 690–1060 м33. Для оценки критического газосодержания при пластовой температуре в зоне ГЖК было проведено экспериментальное моделирование пластовой смеси при изменении соотношения жидких и газообразных УВ на установках фазового равновесия миниРVТ и АСМ-600.

Для рекомбинации пластовой смеси были отобраны газы сепарации и насыщенные флюиды из скв. 6 в пределах интервала неопределенности с глубины 4885–4907 и 4939–4967 м. Плотность жидких дегазированных флюидов составляла 0,8145 и 0,8180 г/см3 соответственно (таблица, рис. 3). Рекомбинация осуществлялась при температуре 84 °С в двух направлениях по пробам из интервала 4885–4907 м путем последовательного увеличения жидкой фазы, а из интервала 4939–4967 м при возрастании газообразной фазы. В каждой точке при изменении газового фактора производилось визуальное и инструментальное определение давления насыщения в жидкой фазе и давления начала конденсации в газообразной.

Рекомбинированная смесь из интервала 4885–4907 м (r420=0,8145 г/см3) перешла полностью в жидкое состояние при уменьшении газосодержания до 890 м33. При этом в интервале по газосодержанию 980–890 м33 при пластовом давлении фиксировалось двухфазное состояние. Пластовая смесь из интервала 4939–4967 м (r420=0,818 г/см3) при газосодержании 880 м3г оказалась в жидком состоянии. Вместе с тем при увеличении газосодержания до 997 м33 она перешла неполностью в газоконденсатное состояние при пластовых условиях в отличие от вышерасположенной пробы. Интенсивное перемешивание не привело систему в однородное состояние. При выпуске смеси через сепаратор фиксировалась дифференциация новообразованной смеси при изменении содержания конденсата от 380 до 840 г/м и плавном переходе в нефтяную часть. Газосодержание остаточной нефти составило 771 м33. Полный переход этой двухфазной смеси в газоконденсатное состояние должен осуществиться при давлении более 60 МПа.

Полученные результаты свидетельствуют, что проба, отобранная из интервала 4885–4907 м, является газоконденсатной системой, а из интервала 4939–4967 м – нефтяной и относится к типу летучих нефтей. В связи с этим критическое газосодержание должно располагаться в пределах 890–980 м33 по газу сепарации на стабильную жидкость. При газовом факторе (Гф) менее 890 м3/м3 в переходной зоне и плотности стабильной жидкости 0,81–0,82 г/см3 пластовая смесь в условиях Карачаганакского месторождения находится в жидком состоянии, а при Гф>980 м33 – в газообразном. По результатам массового исследования скважин через сепарационную установку “Порта-Тест”, контакт между газоконденсатной и нефтяной частями должен располагаться на отметке –4950±25 м.

Таким образом, достоверное распознавание фазового состояния пластовой смеси, находящейся с термодинамических позиций в околокритическом состоянии, можно проводить только по данным экспериментального моделирования, поскольку критерии, основанные на исследовании физико-химических характеристик дегазированных флюидов, в данных условиях оказываются неинформативными.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения / Под ред. Ю.С. Кононова.– Изд-во Саратовского гос. ун-та.– 1988.
  2. О фазовом состоянии пластовых флюидов месторождения Карачаганак /С.М. Камалов, В.М. Кирьяшкнн, О.Н. Марченко и др.– Изв. АН КазССР. Сер. геол.– 1988.– № 1.– С. 8–15.
  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.

Abstract

The results of experimental modeling of the phase state of Karachaganak field reservoir mixture in the zone of gas-liquid contact are shown. Established is the critical content of gas (890– 950 m3/m3) allowing the determination of the contact at a depth mark of 4950+25 m on the basis of data on well research with a "Porta-Test" separator.

Результаты оценки параметров фазового состояния пластовой смеси в зоне ГЖК Карачаганакского месторождения (скв. 6)

Интервал перфорация, м

Содержание стабильной жидкости, см33

Газосодержание, м33

Давление начала конденсации, МПа

Давление насыщения, МПа

Плотность дегазированной жидкости, г/см3

4885– 4907

796

1256

56,0

_

0,8145

936

1068

56,4

 

1014

986

57,0

 

1053

950

59,0

 

1092

916

59,5

 

1131

890

58,0

0,8180

4939– 4967

4166

240

26,5

 

2857

350

37,3

 

1835

545

47,5

 

1133

883

57,9

 

1003

997

>60

 

Рис. 1. Зависимость газосодержания и объемного коэффициента от плотности сепарированной нефти.

Цифры – номера скважин

Рис. 2. Фазовые диаграммы давление – температура пластовой смеси в зоне газожидкостного контакта (скв. 6) при изменении газосодержания:

а – Гф=950 м33 , С5+высш =9,81 %, б – Гф=860 м33 C5 + высш =10,74 % (расчеты проведены с использованием уравнения состояния в модификации Пенга–Робинсона)

Рис. 3. Фазовая диаграмма давление – газосодержание пластовой смеси Карачаганакского месторождения в зоне газожидкостного контакта при температуре 84 ° С