К оглавлению	УДК 553.98
	© В.Е. Логинова, М.Г. Ершов, А.Б. Беспятов, 1998

ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ НА ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНОМ ЭТАПЕ

В.Е. Логинова, М.Г. Ершов, А.Б. Беспятов (ДАО "ВНИПИгаздобыча")

Применительно к условиям рыночной экономики уточнены "Положения об этапах и стадиях геологоразведочных работ" (Клещев К.А. и др., 1995). Весь геологоразведочный процесс направлен на создание, расширение и освоение минерально-сырьевой базы УВ-сырья, который предлагается контролировать мониторингом ресурсов и запасов [4]. Как система геолого-экономической оценки и переоценки, обладающая функциями экономического фильтра ресурсов, запасов и топливно-сырьевой базы в целом, так и система лицензирования, регулирующая распределение участков недр для всех видов геологоразведочных работ на нефть и газ с последующей добычей и контролирующая их выполнение, должны обладать инструментом, позволяющим иметь четкое представление о фазовом состоянии пластовых УВ-систем и их параметрах с целью формулирования обоснованных требований к недропользователю по оценке запасов и применению технологий, необходимых для наиболее полного извлечения УВ из пласта.

Одним из основных элементов соблюдения определенных пропорций между добычей и запасами [4] являются устанавливаемые на поисково-оценочном этапе работ перспективные ресурсы категории Д₀ (С₃), предварительно оцененные (неразведанные) запасы категории С₂ и частично разведанные запасы категории С₁. В большинстве случаев имеющиеся геолого-промысловые материалы не позволяют корректно определять значения подсчетных параметров на поисково-оценочном этапе для решения вопроса фазового состояния залежи и характеристик УВ-систем по выявленным месторождениям (категории С₁, С₂) и перспективных ресурсов по подготовленным структурам категории Д₀ (С₃), а также локализованных прогнозных ресурсов (Д₁ и Д₂).

На поисково-оценочном этапе зачастую не предусматривается финансирование работ по отбору и исследованию пластового флюида глубинных или рекомбинированных проб, а проводятся лишь оперативные анализы притоков жидких и газообразных флюидов и устанавливаются их дебиты.

Авторы предлагают в каждом конкретном случае осуществлять оценку фазовых характеристик и параметров пластовых УВ-систем по ограниченному набору фактических данных (результаты опробования и исследования единичных скважин, дебиты газа и жидкости, состав и свойства сепарированных или стабилизированных газа и жидкости). По имеющейся информации составляется расчетная модель пластовой УВ-системы, поведение которой в конкретных термобарических условиях прогнозируется на основе уравнений состояния [1,5].

Расчетная модель пластовой УВ-смеси базируется на рекомбинации поверхностных проб жидкости и газа с учетом промыслового газосодержания. Таким образом, осуществляется единый подход к нефтяным и газоконденсатным системам, так как одна и та же УВ-система в зависимости от термобарических условий может находиться либо в жидком, либо в газообразном, либо в неоднофазном газожидкостном состоянии, а в стандартных условиях (Кронквист И., 1979) состоит из индивидуальных газообразных компонентов и компонентов С₅+.

В практике исследований пластовых флюидов реальными компонентами в модели пластовой системы обычно являются индивидуальные соединения Не, N₂, СО₂, H₂S, CH₄, С₂Н₄, С₃Н₈, изо-С₄Н₁₀, н-С₄Н₁₀, изо-С₅Н₁₂, н-С₅Н₁₂. В отечественной практике вышекипящие компоненты С_6+высш. разбиваются на температурные фракции, а в зарубежной практике - на псевдокомпоненты - Pseudo C₆, Pseudo C₇ и т.д., которые формируются по данным хроматографического анализа разгазированной жидкости. Каждая из фракций (псевдокомпонент) рассматривается как компонент системы.

Получение информации по указанным индивидуальным компонентам не вызывает трудностей на любом этапе работ. На поисково-оценочном этапе, как правило, отсутствует информация об углубленном исследовании УВ-жидкости, в частности по выделению компонент-фракций С₆+высш. и изучению их свойств.

Авторами разработаны программные средства расчета компонентного состава пластовых систем по данным аналитической информации различного уровня (в том числе ограниченного) с целью его использования при прогнозировании фазового состояния. В случае отсутствия аналитических исследований по разбивке группы С₆+высш. используются статистические программы разделения на фракции (псевдокомпоненты) УВ-жидкости.

Разработка программ статистического определения мольной доли и свойств компонент-фракций оказалась возможной в результате многолетних работ с объектами нефтяных и газоконденсатных месторождений, в том числе массивных глубокопогруженных (Карачаганакское, Астраханское, Уренгойское).

Статистическое определение мольной доли и свойств компонент-фракций распространяется на жидкости, имеющие плотность при стандартных условиях от 700 до 920 кг/м³.

Определение числа компонент-фракций в составе группы С₆+высш. производится с учетом значения плотности сепарированной или стабильной жидкости. При увеличении плотности группы С₆+высш. требуется меньшее число компонент-фракций. Это обусловлено тем, что высокомолекулярным компонентам трудно придать достоверные свойства, воспроизводящие их молекулярную структуру и обеспечивающие точность описания уравнением состояния.

На поисково-оценочном этапе геологоразведочных работ при термодинамических расчетах возможно всю группу С₆+высш. рассматривать как единую фракцию, придавая ей соответствующие усредненные свойства.

В то же время, чем на большее число фракций разделена группа С₆+высш., тем лучше уравнение состояния УВ-систем воспроизводит поведение системы в пластовых и поверхностных условиях [1]. Оптимальным вариантом оказалась следующая градация: жидкость плотностью 700-780 кг/м³ делится на 9 компонент, 780-820 кг/м³ - на 8 компонент, 820-850 кг/м³ -на 7 компонент, 850-920 кг/м³ - на 6 компонент.

Экспериментальные данные и описанные в литературе зависимости позволяют оценивать критические параметры пластовой смеси и, следовательно, ее фазовое состояние. Математические зависимости входят в программы расчета состава пластовых смесей, и при указании термобарических условий пласта имеется возможность оценить фазовое состояние системы в градациях: нефтяная - газоконденсатная - критическая.

Подсчетные параметры могут быть рассчитаны с помощью отечественных или зарубежных компьютерных программ, которые на основе компонентного состава модели пластовой смеси и уравнений состояния УВ-систем позволяют моделировать термодинамические условия пласта с адаптацией к параметрам различного уровня достоверности.

Отечественная разработка [2, 3] содержит комплекс программ исследования газоконденсатных и нефтяных систем (включая летучие нефти). При разработке математических моделей особое внимание уделено высоконасыщенным системам и их поведению в жестких термобарических условиях (высокие давления и температуры). Адаптация математической модели в данном комплексе программ проводится по экспериментальному значению давления насыщения изменением температуры кипения последней фракции жидкости.

Пакет программ TIGRESS (Англия) используется для традиционных нефтяных систем и данные адаптируются по комплексу экспериментальных исследований, включающему сепарационные тесты и дифференциальное разгазирование.

Пакет программ ECLIPSE по PVT-анализу свойств флюидов позволяет работать с нефтяными и газоконденсатными системами, в том числе с летучими нефтями. Программы адаптируются по широкому кругу экспериментальных параметров. Полученные различия между измеренными и вычисленными значениями минимизируются методами регрессионного анализа путем подбора различных параметров уравнений состояния.

На поисково-оценочном этапе геологоразведочных работ оценку PVT-свойств пластовых УВ-флюидов целесообразно проводить по вычислительному комплексу [2, 3].

Необходимо учитывать, что присутствие в составе пластовой смеси кислых компонентов (H₂S, СO₂), как показали экспериментальные исследования, снижает величину давления начала конденсации УВ-систем.

Нефтяные системы глубокопогруженных залежей, находящиеся в жестких термобарических условиях, как правило, пережаты. Поэтому давление начала кипения таких нефтей лишь в области газонефтяного контакта равно начальному пластовому давлению. Примером могут служить УВ-системы девонских залежей Бузулукской впадины, которые характеризуются высоким содержанием газовых гомологов метана (15-31 %) в составе пластовой смеси, низкой плотностью разгазированной жидкости (750-830 кг/м³).

По ряду объектов Саратовской части Бузулукской впадины на основе экспериментальных исследований пластовых флюидов в бомбе РУТ построены изотермы однофазного состояния (визуальный замер давления насыщения при постоянной массе рекомбинированных проб различного соотношения газ /жидкость).

Представленный материал (рисунок) свидетельствует, что в пластовых условиях для рассмотренных флюидов переход нефтяной системы в газоконденсатную наступает при соотношении газовых компонентов к компонентам С₅+ высш. в интервале 820-930 м³/т. Давление точки росы газоконденсатных систем близко к начальному пластовому давлению. Нефтяные системы оказываются пережатыми, т.е. их давление насыщения ниже пластового давления.

Для оценки давления начала кипения нефтяных систем применяются регрессионные уравнения Т.Д. Островской (1974), М.Б. Стендинга, Г.Ф. Требина (1982), А.И. Хазнаферова (1987). Они основаны на корреляции между пластовой температурой, газовым фактором пластовой нефти, плотностью при стандартных условиях дегазированной нефти и растворенного газа.

Авторами статьи получены регрессионные зависимости для оценки давления начала кипения нефтяных систем с газосодержанием выше 200 м³/м³ (в том числе летучих нефтей):

где- давление начала кипения (насыщения), МПа;- пластовая температура, ° С; G - газосодержание, м³/т;- плотность сепарированной нефти, г/см³; - плотность газа сепарации, кг/м³.

Расчеты можно выполнять для объектов, имеющих характерные для глубокопогруженных залежей составы и температуры:

При указанных значениях средняя ошибка аппроксимации: линейной - 7,1 %; степенной - 9,2 %.

Разработанные программы расчета моделей пластовых систем и поведения их в пластовых условиях апробированы на ряде объектов месторождений Саратовской части Бузулукской впадины. В частности, математическим моделированием фазовое состояние УВ-пластовой системы кыновско-пашийской залежи Разумовского месторождения скв. 4 охарактеризовано как газоконденсатное и определены подсчетные параметры. В 1995 г. проведены экспериментальные пластовые исследования по рекомбинированным пробам, отобранным из данного объекта скв. 20.

Результаты сравнения математического расчета с экспериментальными данными (таблица) показали, что использование предлагаемого подхода к оценке фазового состояния и подсчетных параметров на поисково-оценочном этапе работ реально.

На базе имеющихся теоретических исследований целесообразно разработать программный комплекс для включения его в нормативные документы, обеспечивающие оценку ресурсов и мониторинг минерально-сырьевой базы УВ-сырья, с целью получения на поисково-оценочном этапе достоверной информации о характере залежей и предъявления недропользователям обоснованных требований к разведке, опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождений УВ-сырья.

Литература

1. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. - М.: Недра, 1992.

2. Брусиловский А.И. Моделирование термодинамических свойств нефтяных и газоконденсатных систем // Нефт. хоз-во. - 1997. - №11. -С. 43-46.

3. Брусиловский А.И. Фазовое состояние и теплофизические свойства пластовых смесей: теория и вычислительный комплекс // Газовая промышленность. - 1997. - №7. - С.86-88.

4. Система мониторинга минерально-сырьевой базы - благородные и цветные металлы / Б.И. Беневольский, А.И Кривцов, И.Ф. Мигачев, П.Я. Шабаршов // Отечественная геология. - 1995. - № 3. - С. 57-66.

5. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two - constants equation of state // Ind. Eng. Chem. Fundam. - 1976. - Vol. 15. - P. 59-64.

Abstract

Тhe authors suggest their own approach for estimating phase features and parameters of formation hydrocarbon systems based on the complex using of theoretical and experimental studies with regard to incomplete information at prospecting evaluation stage of geological activity. The author's experience obtained from thermodynamic investigations of formation fluids of deep-occurred reservoirs was analyzed. Recommendations for estimating characteristics of components-fractions of group C₅ + higher formation mixtures are given. The article presents results of experimental PVT studies for a number of targets of Saratov part of Buzuluk depression. The regressive relationships for estimating initial boiling pressure of oil systems with gas content of more than 200 m³/m³ were obtained.

Таблица

Основные параметры пластового газа кыновско-пашийской залежи Разумовского месторождения

Номер скважины	Данные промысловой сепарации *				Давление начала конденсации, МПа	Содержание компонентов С5 +высш. напластовый флюид, г/м^3	Коэффициент сверхсжимаемости при начальных пластовых условиях	Коэффициент извлечения С5+высш. до остаточного давления 0,1 МПа. %
	пластовое давление, МПа	пластовая температура, °С	содержание стабильного конденсата, см^3/м^3	плотность стабильного конденсата, кг/м^3
Математическое моделирование
4	44,4	103	800	775,0	44,4	567,0	1,07	30
Экспериментальные исследования
20	45,2	90	799	790,0	45,2	567,5	1,18	30

* Данные исследовательского отдела по добыче нефти и газа КБ АООТ "Саратовнефтегаз".

Рисунок

ДАВЛЕНИЕ ПЕРЕХОДА В ОДНОФАЗНОЕ СОСТОЯНИЕ УВ-СИСТЕМ ДЕВОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ САРАТОВСКОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ СООТНОШЕНИЯ ГАЗ/ЖИДКОСТЬ

I - Южно-Первомайское месторождение, скв. 14, воробьевские слои, Тпл = 94 °С; II - Разумовское месторождение, скв. 5, ардатовские слои, Тпл = 104 °С; III - то же, воробьевские слои, Тпл = 105  С; IV - Перелюбское месторождение, скв. 2, воробьевские слои, Тпл = 82 °С; 1 - критическое соотношение газ/С₅+ высш.