|
НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ
ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН
УДК 622.276:553.98(477.4/5)
Багнюк Михайло Микитович
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИЛУЧЕННЯ ВУГЛЕВОДНІВ
ІЗ НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ
(НА ПРИКЛАДІ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ
НАФТОГАЗОНОСНОЇ ПРОВІНЦІЇ)
Спеціальність 04.00.17 – геологія нафти і газу
А В Т О Р Е Ф Е Р А Т
дисертації на здобуття наукового
ступеня кандидата геологічних наук
ЛЬВІВ – 1999
Дисертацією є рукопис
Робота виконана в Українському державному геологорозвідувальному інституті Держкомгеології України.
Науковий керівник: доктор технічних наук
Стефаник Юрій Васильович, завідувач відділу
проблем геотехнології горючих копалин
Інституту геології і геохімії горючих копалин
НАН України (м.Львів)
Офіційні опоненти: доктор геолого-мінералогічних наук
Бойко Георгій Юхимович,
провідний науковий співробітник
Інституту геології і геохімії горючих копалин
НАН України (м.Львів)
кандидат геолого-мінералогічних наук
Іщенко Олександр Миколайович,
старший науковий співробітник Українського
науково-дослідного інституту природних газів,
(м. Львів)
Провідна установа: Івано-Франківський державний технічний
Університет нафти і газу, кафедра геології та
розвідки нафтових і газових родовищ ,
(м. Івано-Франківськ)
Захист відбудеться “ 21 ” травня 1999 р. о 10-00 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.152.01 в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України за адресою: 290053. м. Львів-53. вул. Наукова, 3а.
З дисертацією можна ознайомитись в бібліотеці Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН УКраїни. 290053 м. Львів-53. вул. Наукова, 3а.
Автореферат розісланий “ 20 ” квітня 1999 р.
Вчений секретар
спеціалізованої вченої ради,
кандидат геолого-мінералогічних наук Хмелевська О.В.
ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ
Актуальність теми. Важливим фактором розвитку народного господарства на сучасному етапі є забезпечення його нафтою і газом власного виробництва. Проте внаслідок скорочення обсягів геологорозвідувальних робіт, зменшилися прирости промислових запасів вуглеводневої сировини та знизився обсяг її видобутку. Очевидно, що перспективи видобувної промисловості в найближчому майбутньому необхідно пов’язувати з роботами, які спрямовані на повніше вилучення нафти і конденсату (фракція С5+) з надр. Відповідно зростає інтерес до проблеми підвищення ефективності освоєння запасів нафтогазоконденсатних покладів, які складають значну частку в загальному балансі паливних ресурсів України.
Досягнення максимального вилучення нафти і конденсату з таких покладів вимагає комплексного дослідження взаємодії вуглеводневих систем у конкретних геологічних умовах (пастка, колектор, фазовий стан флюїдів, термобаричні умови пласта). Вирішення поставленого завдання потребує вивчення витісняючих властивостей і особливостей фільтрації взаєморозчинних флюїдів та інших процесів, що відбуваються у нафтогазоконденсатних покладах під час зниження пластового тиску. Без експериментального моделювання цих природних явищ, аргументовано обгрунтувати коефіцієнти нафто- і конденсатовилучення неможливо. Тому дослідження характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки, що виконані на зразках керна в термобаричних умовах залягання покладу за допомогою розроблених нами нових методик контролю за ходом процесу та інтерпретації отриманих результатів, набувають важливого наукового значення в нафтогазовій геології.
Як об’єкти для дослідження вибрані середні за запасами Куличихинське та Юліївське нафтогазоконденсатні родовища (НГКР), які знаходяться на початковій стадії розробки і розвідки. За геологічною будовою та флюїдонасиченням колекторів вони є характерними для Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної провінції.
Зв’язок роботи з науковими програмами, темами. Дисертаційна робота відповідає науковим напрямкам діяльності відділу пластових систем УкрДГРІ. Основні розділи роботи виконані під час розробки наукових проблем держбюджетної тематики “Вивчити вуглеводневі системи і колектори, скласти техніко-економічне обгрунтування нафтоконденсатовіддачі із застосуванням прогресивних способів розробки до підрахунку запасів нових родовищ України” і “Вивчити пластові характеристики колекторів і флюїдів з метою техніко-економічного обгрунтування нафтоконденсатовіддачі нових родовищ України”. Окремі розділи роботи виконувалися за договірною темою “Дослідження характеристик витіснення вуглеводневих флюїдів різними робочими агентами покладу Т-1 Куличихинського родовища”.
Мета і завдання досліджень. Обгрунтувати максимальну повноту вилучення запасів вуглеводнів з нафтогазоконденсатних покладів за результатами комплексного дослідження характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і нафтогазоконденсатної суміші водою на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів.
Для досягнення поставленої мети вирішувалися наступні завдання:
1. Вивчити геологічну будову, мінералогічний склад колекторів, їх фільтраційно-ємкісні параметри, фазовий стан та фізико-хімічні властивості вуглеводнів Куличихинського і Юліївського НГКР.
2. Узагальнити відомі методичні розробки дослідження характеристик витіснення вуглеводневих флюїдів різними робочими агентами та методики обчислення зміни вмісту і видобутку конденсату.
3. Розробити нову методологію дослідження особливостей фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи у пористому середовищі з врахуванням конкретних геологічних умов (властивостей колектора, компонентного складу і фазового стану вуглеводнів, тиску і температури в надрах).
4. Розробити новий метод визначення вмісту і видобутку конденсату під час зміни баричних умов у газоконденсатному покладі.
5. Виконати експериментальні дослідження процесів витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і нафтогазоконденсатної суміші пластовою водою.
Положення, що захищаються.
1. Визначені коефіцієнти витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів у пористому середовищі в присутності залишкової води з врахуванням конкретних геологічних умов із застосуванням авторської методики аналітичного контролю за ходом процесу.
2. Встановлений вплив характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки на повноту вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів і на цій основі обгрунтовано оптимальну ефективність освоєння запасів нафтових облямівок Куличихинського і Юліївського родовищ.
3. Обгрунтовані заміна вмісту і видобутку фракції С5+ на основі математичного моделювання матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі. Даний підхід суттєво спрощує розрахункові формули, скорочує на порядок виконання математичних операцій та підвищує достовірність обчислених видобувних запасів конденсату (враховано коефіцієнт стисливості газу, тиск початку конденсації фракції С5+).
Наукова новизна роботи полягає в обгрунтуванні ефективного освоєння запасів вуглеводнів шляхом дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи під час зміни пластового тиску у нафтогазоконденсатному покладі на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів із врахуванням конкретних геологічних умов.
В дисертаційній роботі одержані наступні результати:
1.Вперше виконано експериментальне моделювання та дослідження сумісної фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи в геологічних умовах нафтогазоконденсатного покладу із застосуванням авторської методики аналітичного контролю за ходом процесу.
2. Визначені коефіцієнти витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і встановлено їх вплив на ефективність вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів.
3. Вперше обгрунтовано зміну вмісту і видобуток фракції С5+ на базі математичного моделювання матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі і запропоновано спрощений вираз для здійснення цих розрахунків.
Практичне значення одержаних результатів. Встановлені коефіцієнти витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки для конкретних геологічних умов дозволяють аргументовано обгрунтувати оптимальну повноту вилучення вуглеводнів та орієнтують видобувні підприємства на впровадження нових технологій розробки газоконденсатних покладів з нафтовими облямівками. Врахування характеристик витіснення під час застосування методів підтримання пластового тиску дозволить визначити необхідні об’єми нагнітання робочих агентів.
Отримані результати досліджень лягли в основу проекту розробки Куличихинського родовища, відповідно до якого з надр додатково планується видобути 136 тис. т нафти і 68 тис. т конденсату. Вони також передані ДГП “Полтаванафтогазгеологія” для підрахунку видобувних запасів вуглеводнів Юліївського родовища.
Запропоновані нові рівняння для визначення зміни вмісту і видобутку конденсату під час зниження пластового тиску дозволили більш ніж на порядок зменшити кількість математичних операцій та підвищити достовірність результатів (враховано коефіцієнт стисливості газу, тиск початку конденсації фракції С5+) при обгрунтуванні видобувних запасів конденсату.
Особистий внесок автора полягає в обгрунтуванні повноти вилучення вуглеводнів з надр на основі експериментального моделювання та дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи в пластах у присутності залишкової води для конкретних геологічних умов нафтогазоконденсатних покладів. Ідея розробки, постановка завдань, методологія їх вирішення, аналіз отриманих результатів повністю належать дисертанту. Результати окремих досліджень отримані у співавторстві, що знайшло відображення у відповідних посиланнях в тексті дисертації, а також у списку використаних джерел. Але ці напрацювання в структурі роботи мають підпорядковане значення.
Апробація результатів дисертації. Основні положення роботи викладені в тезах наукових конференцій та статтях. Матеріали досліджень доповідалися на VII конференції молодих вчених ВНІГНІ (м. Москва, 1987 р.), міжнародному симпозіумі “Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения” (м.Санкт–Петербург, 1992 р.), науково-практичній конференції “Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України” (м.Львів, 1998 р.), та міжнародній конференції “Нафта і газ України-98” (м.Полтава, 1998 р.).
Публікації. Всього здобувачем опубліковано по темі 8 наукових праць, в тому числі 4 статті у фахових виданнях затверджених “Переліком ВАК України”, 1 патент на винахід, тези трьох наукових конференцій.
Структура та обсяг роботи. Дисертація складається з вступу, 5 розділів та висновків, що викладені на 129 сторінках друкованого тексту, проілюстрована 24 рисунками і 18 таблицями. Використано 56 літературних джерел вітчизняних та зарубіжних авторів.
Автор вважає своїм обов’язком висловити щиру подяку науковому керівнику, керівництву УкрДГРІ та співробітникам відділу пластових систем інституту, а також працівникам ДГП “Полтаванафтогазгеологія” за наукові консультації та практичну допомогу під час виконання роботи.
ЗМІСТ РОБОТИ
У Вступі обгрунтована актуальність вибраної теми, сформульовані мета та завдання досліджень, наукова новизна і практична цінність, викладені основні наукові результати.
РОЗДІЛ 1. ГЕОЛОГО-ПРОМИСЛОВА ХАРАКТЕРИСТИКА
ОБ’ЄКТІВ ДОСЛІДЖЕННЯ
В геологічній будові Куличихинського родовища беруть участь утворення протерозойської, палеозойської, мезозойської і кайнозойської ер. Пошуковими і розвідувальними свердловинами розкритий карбонатно-теригенний розріз від четвертинних до девонських відкладів, в останніх виявлені галогенні утворення. Покрівля турнейського ярусу вирисовується як приштокова геміантикліналь, яка розділена скидами на блоки. Північно-західна її частина зруйнована Синівським соляним штоком.
За результатами пошукових і розвідувальних робіт встановлені та підраховані запаси вуглеводнів у горизонтах В-15, В-16, В-17, В-20, В-21, Т-1. Скупчення газоконденсату містяться в усіх перелічених горизонтах. Поклади вуглеводнів масивно-пластові і пластові, тектонічно екрановані, деякі обмежені літологічними заміщеннями піщаних колекторів непроникними глинистими породами.
Основним на родовищі за величиною запасів є газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою горизонту Т-1, в якому зосереджено 95 % нафти і 73 % вільного газу. Колекторами нафти і газу є олігоміктові, рідко поліміктові пісковики з підпорядкованими прошарками алевролітів та вапняків, тобто продуктивні пласти являють собою не гомогенне середовище, а чергування проникних і непроникних прошарків. Середня ефективна товщина нафтонасиченої зони близько 20 м, газонасиченої – 46 м. Нафтова облямівка підстилається активним водонапірним басейном.
При початкових термобаричних умовах покладу Т-1 (Тпл = 379 К, Рпл = 43,9 МПа) вуглеводневі флюїди перебувають у стані рівноваги, тобто в зоні газонафтового контакту спостерігається рівність тисків насичення нафти газом та початку конденсації фракції С5+ . За цих умов пластова нафта характеризується середніми газовмістом (193,8 м3/м3), усадкою (32,9 %) та в’язкістю (0,84 мПа⋅с). Газоконденсатна система гранично насичена конденсатом. Початковий потенціальний вміст фракції С5+ у пластовому газі становить 245,3 г/м3.
В геологічній будові Юліївського НГКР беруть участь породи докембрійського фундаменту та осадового комплексу, який складений кам’яновугільними, пермськими, тріасовими, юрськими, неогеновими і антропогеновими відкладами.
Промислові скупчення вуглеводнів виявлені в породах кристалічного фундаменту (горизонти РЄ-1, РЄ-11) і в кам’яновугільних відкладах візейського (горизонти В-25–26, В-20–21, В-16–19) та серпуховського (горизонти С-6, С-5) ярусів. Поклади горизонтів В-20–21 та В-25–26 газоконденсатні з нафтовою облямівкою, решта – газоконденсатні.
Колекторами осадового комплексу порід є олігоміктові, рідко поліміктові пісковики з високими ємкісними властивостями. Поклади пластові, тектонічно екрановані, літологічно обмежені. Морфологія пасток, пов’язаних з кристалічним фундаментом, вивчена недостатньо. Продуктивними є також тріщинуваті зони вивітрювання магматичних та метаморфічних порід, які утворюють масивні пастки.
Пластова нафта покладу В-20–21 малов’язка (0,58 мПа⋅с) із середніми газовмістом та усадкою відповідно 159,8 м3/м3 та 27,2 %. В початкових термобаричних умовах (Тпл = 371 К, Рпл = 36,8 МПа) нафта знаходиться під невисоким надтиском (7,2 МПа). У покладі В-25–26 пластова нафта характеризується нижчим газовмістом (99,4 м3/м3), та усадкою (25,3 %). Тиск насичення 16,5 МПа, що менше від пластового на 21,3 МПа. В’язкість пластової нафти 1,18 мПа⋅с.
В газовій зоні покладу В-20–21 спостерігається незначне недонасичення пластового газу важкими гомологами метану. Тиск початку конденсації фракції С5+ в різних свердловинах на 0,26-0,63 МПа менший від пластового (37,5 МПа). Середнє значення початкового потенціального вмісту конденсату дорівнює 114 г/м3.
Вивчення геологічної будови родовищ і характеристик продуктивних горизонтів та флюїдів, що їх насичують, послужило основою для планування експериментів з максимальним наближенням до умов нафтогазоконденсатних покладів. Під час здійснення досліджень більшість параметрів відтворено автомодельно з використанням керна з продуктивних горизонтів, пластових флюїдів і створенням термобаричних умов надр.
РОЗДІЛ 2. КОРОТКИЙ ОГЛЯД СТАНУ ДОСЛІДЖЕНЬ ВИТІСНЕННЯ НАФТИ ІЗ ПОРИСТОГО СЕРЕДОВИЩА
Методичні основи вивчення процесів витіснення викладені в роботах вітчизняних і зарубіжних вчених. Автором проаналізовані наведені матеріали, відзначені вагомі результати досліджень, а також виявлені недоліки методичного та прикладного характеру. Особливу увагу звернуто на вивчення умов проведення експериментів і використання в них робочих агентів, моделювання залишкової водонасиченості, визначення коефіцієнта витіснення нафти і насичення пористого середовища флюїдами. Відомі методи визначення цих параметрів вимагають застосування складної апаратури, припинення або переривання дослідів та базуються на вивченні змін фізичних властивостей робочих агентів і моделі пласта, які не завжди надійно і з достатньою точністю можуть фіксуватися реєструючими приладами.
На основі вказаних зауважень зроблено висновок про необхідність створення нової методики, яка передбачала б визначення характеристик витіснення в умовах, близьких до фільтрації вуглеводнів у продуктивному пласті.
РОЗДІЛ 3. МЕТОДИЧНІ ПРИЙОМИ ВИВЧЕННЯ ПРОЦЕСУ
ВИТІСНЕННЯ ПЛАСТОВОЇ НАФТИ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОЮ СИСТЕМОЮ
Розроблена нами методика базується на вивченні поточного матеріального балансу утвореної нафтогазоконденсатної суміші і передбачає визначення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і насиченості пористого середовища флюїдами. Виходячи із закону матеріального балансу, властивості суміші повинні займати проміжне місце між параметрами пластової нафти та газоконденсатної системи і будуть залежати від вмісту того або іншого флюїду. В такому випадку коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатною системою визначається за формулою [ 6 ]:
n Vг(і) – Vр(і) . Gк(і)
βн = ∑ (--------------------- ) . λ(і) /Vн.п , ( 1)
i = 1 Gн(і) – Gк(і)
де Vг(і) , Vр(і) – відповідно об’єми газу сепарації та нафтоконденсатної рідини за і-ий етап витіснення, см 3;
Gн(і), Gк(і) – відповідно газові фактори пластової нафти і газоконденсатної системи (визначаються експериментальним або розрахунковим методами), см3/см3;
λ(і) – об’ємний коефіцієнт пластової нафти (визначається експериментально);
Vн.п – початковий об’єм пластової нафти в термобаричних умовах експерименту, см3.
Якщо вважати, що середня насиченість пористого середовища – це відношення об’єму конкретного флюїду до об’єму пор моделі, то формулу для визначення даного параметра можна записати у вигляді:
n Vг(і) – Vр(і) . Gк(і)
Vн.п - ∑ (--------------------- ) . λ(і)
i = 1 Gн(і) – Gк(і)
σн (і) = ------------------------------------------- , ( 2 )
Ω
де σн(і) – насиченість пористого середовища пластовою нафтою на і-му етапі витіснення;
Ω - ефективний об’єм пористого середовища, см3.
Запропонований аналітичний метод визначення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та насичення пористого середовища практично реалізується таким чином.
Відбирають зразки породи з різних інтервалів продуктивного пласта, з яких виготовляють циліндри довжиною і діаметром 0,03 м. Відекстраговані і висушені при температурі 375-378 К зразки породи підбирають на основі комплексного фільтраційно-ємкісного параметра (N =√ Кпр/Кп , де Кпр – проникність, Кп – пористість), значення якого відповідає його середньозваженій величині у продуктивному горизонті. Зразки керна насичують під вакуумом пластовою водою до стабільної ваги. Потім з них складають модель пласта, яку поміщають у кернотримач. Під час створення в останньому пластових тиску і температури вимірюють об’єм витісненої з керна води.
Після цього на вхід моделі подають глибинну пробу нафти, яка приведена до термобаричних умов пласта, а на виході задаються мінімальним перепадом тиску, при якому проходить витіснення води з проточних порових каналів. Перепад тиску поступово збільшують до тих пір, поки буде відбуватися витіснення води. Діапазон зміни перепадів підбирають залежно від пористості моделі. З метою недопущення розгазування пластової нафти її фільтрацію через кернову колонку здійснюють під тиском вищим від тиску насичення. Під час фільтрації на виході з кернової колонки реєструють об’єми витіснених нафти і води. Процес витіснення припиняють після появи на виході з моделі безводної нафти. На основі отриманих замірів розраховують початковий об’єм пластової нафти (Vн.п).
Від так на вхід моделі пласта починають подавати газоконденсатну систему. На виході з моделі одержують вуглеводневу рідину (суміш нафти з конденсатом, Vр(і)) та відсепарований газ (Vг(і)). Об’єми видобутих флюїдів фіксують для кожного етапу витіснення. На основі отриманих величин Vр(і) , Vг(і) за допомогою формул ( 1, 2 ) визначають коефіцієнт витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та насичення пористого середовища флюїдами.
Використання методики аналітичного визначення коефіцієнта витіснення нафти газоконденсатною системою не вимагає застосування спеціальної апаратури та шкідливих речовин. Перевага її полягає в комплексному підході, який враховує вплив колекторських властивостей пористого середовища та зміну фізичних параметрів нафтової і газоконденсатної систем на характер фільтрації флюїдів у продуктивному пласті.Такий підхід дозволяє отримати достовірну інформацію про поточну насиченість моделі пласта флюїдами та про коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатною системою.
Реалізація розробленої методики дослідження процесів витіснення здійснюється за допомогою спеціально змонтованої фільтраційної установки, яка складається з наступних основних частин: вузла живлення, моделі пористого середовища, приймального вузла, вимірювальних приладів, системи обігріву та джерела тиску. Конструкція установки дозволяє виконувати експерименти з керновими колонками діаметром 0,03 м і довжиною до 0,5 м. Технічні параметри апаратури наступні: тиск обтиску (аналог геостатичного) до 100 МПа, внутрішньопоровий тиск (аналог пластового) до 70 МПа , температура до 423 К.
РОЗДІЛ 4. ПЕРЕГЛЯД ТЕОРІЇ ВИЗНАЧЕННЯ ЗМІНИ ВМІСТУ КОНДЕНСАТУ У ПЛАСТОВОМУ ГАЗІ
В основу існуючих способів визначення зміни потенціального вмісту конденсату в пластовому газі (qі ) та його видобутку (qвд) в процесі некомпенсованого зниження пластового тиску покладено рівняння матеріального балансу розробки газоконденсатного покладу. На цій засаді Г.С.Степанова, О.Ф.Худяков вивели складні аналітичні вирази для обчислення qі. Але у ряді випадків під час визначення зміни вмісту конденсату у залишковому пластовому газі за допомогою даних формул отримували від’ємні значення qі. Для ліквідації цієї недоречності Є.Г.Степанюк і Н.А.Зубкова запропонували пластові втрати конденсату подавати у вигляді середньоарифметичного їх значення за даний етап. В результаті одержали ще один вираз для обчислення qі такого ж ступеня складності.
Необхідно зауважити, що виведені аналітичні вирази при використанні аналогічної вхідної інформації давали різні значення qі. З метою оцінки достовірності визначення qі різними способами, нами розраховано матеріальний баланс газоконденсатної системи для умови дренування 1 н.м3 пластового газу. В такому випадку вміст конденсату в пластовому газі обчислюється за формулою:
і qі + qі-1
qо – qвт(і) - ∑ ------------ . Qвд(і)
1 2
qі = --------------------------------------- , ( 3 )
Qпл(і)
де qо, qі – потенціальний вміст конденсату в г/м3, відповідно у початковому, видобувному і залишковому в пласті газах, при початковому ( Ро) і поточному ( Рі ) тисках;
qвт(і) – поточні сумарні втрати конденсату в пласті (при Рі), г/м3;
Qпл(і) – запаси залишкового газу у пласті, н.м3;
Qвд(і) – видобуток газу за і-ий етап, н.м3.
Отримані результати визначення параметра qі методом ітерацій показали, що правильні його значення можна отримати за допомогою рівнянь Г.С.Степанової і О.Ф.Худякова, інші дають похибку, тому ними користуватися не слід. Необхідно зауважити, що одержану інформацію без корективів на властивості реальних газів неможливо безпосередньо використовувати в газодинамічних розрахунках під час обгрунтування видобувних запасів конденсату.
Нами запропоновано істотне спрощення розрахунків поточного вмісту фракції С5+ на основі матеріального балансу конденсату лише в залишковому пластовому газі, який визначається за рівнянням [ 4 ]:
і Δqвт(і)
qі = qо - ∑ ----------- , ( 4 )
1 Qпл(і)сер
де Δqвт(і) – кількість конденсату, який випав (випарувався) протягом і-го етапу, г/м3;
Qпл(і)сер – середній об’єм газу, з якого за і-ий етап випав чи випарувався конденсат, н.м3.
За умови, що кількість етапів дорівнює 10, поетапні середні об’єми пластового газу складають спадний ряд часток одиниці від 0,95; 0,85 і т.д. до 0,05 з інтервалом 0,1 об’єму видобутого газу.
Крім простоти обчислення qі за розробленою методикою, важливою її особливістю є можливість деталізувати розрахунки вмісту і видобутку конденсату протягом етапу, в середині якого знаходиться точка початку конденсації фракції С5+. Введення підетапів дає можливість врахувати відсутність втрат конденсату до точки роси і уникнути їх усереднення за цей етап в цілому. Даний підхід дозволяє виключити похибку у визначенні qі, яка може бути значною за умови високого вмісту конденсату у пластовому газі та його різкого випадання безпосередньо після початку конденсації.
На основі статистичної обробки матеріалів промислових і лабораторних досліджень газоконденсатних систем запропоновані рівняння регресії для оцінки початкового потенціального вмісту та пластових втрат конденсату залежно від конденсатного фактора і тиску початку конденсації фракції С5+ – від термобаричних умов, вмісту стабільного конденсату та його густини. Поточні значення вмісту і втрат конденсату можна отримати, використовуючи розроблену нами номограму. Похибка визначення вказаних параметрів не перевищує ± 10 %.
За допомогою рівнянь регресії та номограми можна значно скоротити обсяг експериментів і з достатньою для практичних розрахунків точністю прогнозувати величини основних параметрів конденсатності пластового газу за результатами дослідження свердловин у період розвідки газоконденсатних родовищ.
РОЗДІЛ 5. ПІДВИЩЕННЯ СТУПЕНЯ ВИЛУЧЕННЯ ВУГЛЕВОДНІВ З
НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ
У даному розділі викладені умови проведення досліджень та результати вивчення витіснення пластової нафти і газоконденсатної системи з пористого середовища різними робочими агентами для покладу Т-1 Куличихинського та В-20–21 Юліївського родовищ.
Головною метою постановки експериментів для покладу Т-1 на першому етапі було вивчення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою. Другим етапом передбачалося дослідження механізму просування нафтової облямівки в газоконденсатну зону покладу. На третьому етапі визначали характеристику витіснення нафтогазоконденсатної суміші водою.
Для проведення лабораторних досліджень модель колектора покладу Т-1 була складена з пісковиків продуктивної товщі горизонтів Куличихинського і Тимофіївського родовищ. Загальний об’єм пор моделі становив 52,9 см3, залишкова вода займала 7,0 см3 об’єму, або 13,2 % . Ефективний поровий об’єм складав 45,9 см3, або 86,8 % об’єму пор. Проникність моделі дорівнювала 97 ⋅ 10-3 мкм2.
В ролі робочих агентів використовувались: пластова нафта в’язкістю 0,44 мПа⋅с, густиною 640,4 кг/м3 з вмістом газу 179,8 м3/м3 та об’ємним коефіцієнтом 1,511 при тиску насичення 23,0 МПа і температурі 363 К; газоконденсатна система з конденсатним фактором 270 см3/м3 і тиском початку конденсації фракції С5+ 21,0 МПа; пластова вода мінералізацією 200 кг/м3, в’язкістю 0,48 мПа⋅с.
Під час проведення дослідів фільтрація робочого агента через пористе середовище відбувалася за постійного тиску на контурі живлення, що дорівнював 23,2 МПа. Тиск на виході з моделі підтримувався на рівні 23 МПа. Швидкість витіснення коливалася в межах 0,03-0,05 м/год. Тиск обтиску зразків керна становив 60 МПа. Температура в моделі пласта і комунікаціях установки підтримувалася на рівні 363 К.
На основі отриманих вимірів об’єму витіснення вуглеводневої рідини, газу сепарації та витрати робочого агента виконано розрахунки коефіцієнта витіснення та середньої насиченості пористого середовища флюїдами. Результати експериментів наведено в таблиці 1.
| 
