Таблиця 1 – Динаміка параметрів витіснення для покладу Т-1
нафтогазоконденсатного Куличихинського родовища
Виконані дослідження витіснення пластової нафти газоконденсатною системою показали, що спочатку з моделі пласта вилучається вуглеводневий флюїд, дуже близький до пластової нафти. Очевидно, незначний прорив газоконденсату наступив під час першого етапу витіснення і поступово збільшувався до кратності промивки 0,6. За цей період коефіцієнт витіснення нафти склав 0,46. При кратності промивки 1,1-1,3 вихід нафти практично припинився, а коефіцієнт витіснення дорівнював 0,595. Доведення кратності промивки до 1,8 призвело до збільшення коефіцієнта витіснення на 0,013.
Інший характер параметрів витіснення спостерігається в процесі заміщення газоконденсатної системи пластовою нафтою. До моменту прориву через пористе середовище нафти з моделі видобувається 75-80 % газоконденсатної системи. Однократна промивка порового простору забезпечує витіснення 90 % газоконденсату. Нагнітання наступних порцій робочого агента практично не дає приросту вилучення газоконденсатної системи.
У процесі дослідження витіснення нафтогазоконденсатної суміші водою зауважено, що у безводний період видобувається 53-55 % вуглеводневої рідини. Після прориву води темп вилучення вуглеводневоднів різко сповільнюється і при кратності промивки 0,86 становить 0,765. Збільшення кратності промивки вдвічі практично не дає приросту вилучення нафтоконденсатної суміші.
Відповідно до отриманої інформації про характер витіснення флюїдів найкращу ефективність вилучення запасів вуглеводнів з покладу Т-1 необхідно очікувати, застосувавши спосіб розробки газоконденсатного покладу з нафтовою облямівкою за І.М.Фиком. Його суть полягає в тому, що нафтова облямівка переміщається у газову зону покладу за рахунок відбору газу з газової зони до тих пір, поки водонафтовий контакт не досягне початкового рівня газонафтового. Залишкова газонасиченість у штучній нафтовій облямівці сприятиме ефективності витіснення вуглеводневих флюїдів пластовою водою. З врахуванням результатів експериментів (див. табл. 1), використання даної технології дасть можливість додатково видобути 136 тис. т нафти і 68 тис. т конденсату (проект розробки Куличихинського родовища).
Ефективним технологічним вирішенням проблеми підвищення коефіцієнта вилучення нафти (КВН) нафтових облямівок, за умови недонасиченості нафти газом може служити реалізація витіснення нафти газоконденсатною системою за рахунок розширення газової зони з наступним переходом на режим законтурного заводнення. В результаті буде досягнуто взаємозмішуване витіснення нафти газом та зниження в’язкості пластової нафти, що в сумі із заводненням забезпечить високі значення КВН.
Експериментальне моделювання подібного процесу виконане нами для нафтогазоконденсатного покладу В-20–21 Юліївського родовища. Вивчення фільтрації флюїдів здійснювалося на моделі пласта діаметром 0,03 м, довжиною 0,47 м, яка складена із зразків керна горизонтів В-20–21 і В-25–26 згаданого родовища. Середня пористість становила 12,6 %, проникність 14,23 ⋅ 10-15 м2, залишкова водонасиченість 21,45 %.
При пластових тиску і температурі пористе середовище насичувалося пластовою нафтою зі свердловини 24 (горизонт В-18) Юліївського родовища. Вона характеризувалась наступними параметрами: тиск насичення 32,2 МПа, газовміст 144 м3/м3, густина 856 кг/м3, в’язкість 0,7 мПа⋅с. Робочим агентом служила рекомбінована газоконденсатна система з конденсатним фактором за стабільним конденсатом 188 см3/м3. Тиск початку конденсації важких вуглеводнів створеної системи дорівнював 32,0 МПа, густина стабільного конденсату 744,2 кг/м3.
Витіснення пластової нафти газоконденсатною системою здійснювалося при постійному тиску на вході в пористе середовище 33 МПа. Тиск на виході з моделі пласта коливався на рівні 32,5 МПа. Швидкість фільтрації знаходилася в межах 0,03-0,05 м/год. У процесі проведення досліду фіксувалися об’єми витісненої рідини і газу сепарації за атмосферних умов. Витрати газоконденсатної системи вимірювали при термобаричних умовах експерименту. На основі отриманих вимірів для кожного етапу витіснення за допомогою створеної нами методики виконувалися розрахунки коефіцієнта витіснення нафти газоконденсатною системою. Результати дослідів і обчислень подані у таблиці 2.
Таблиця 2 – Динаміка параметрів витіснення для нафтогазоконденсатного
покладу В-20–21 Юліївського родовища
Вивчення результатів досліджень показує, що незначний прорив газоконденсату наступив при кратності промивки пор 0,15 і збільшувався до 0,46. За цей період коефіцієнт витіснення нафти склав 0,445. Практично за кратності промивки 1,0-1,2 витіснення нафти припинилось. Очевидно, на цей час рухомий флюїд з пор, які охоплені фільтрацією, уже витіснено. При трикратній промивці коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатом становив 0,479.
Наступним етапом експериментальних досліджень моделювалось витіснення утвореної нафтогазоконденсатної суміші пластовою водою. На цей час насиченість пористого середовища складала: нафтою 40,95 %, газоконденсатною системою 37,6 % та залишковою водою 21,45 %. Мінералізація пластової води становила 175 г/л. Витіснення вуглеводневого флюїду пластовою водою відбувається досить швидко. За кратності промивки близько 0,12 появляється на виході з моделі вода, а при 0,55 фактично буде досягнуто максимальний коефіцієнт витіснення,що дорівнює 0,237. Доведення кратності промивки до 2,0 практично не призведе до суттєвого приросту об’єму вуглеводневої рідини.
Таким чином, якщо досліджені варіанти фільтрації розглядати окремими етапами одного процесу, то сумарний коефіцієнт витіснення нафти може становити 0,71. Даний параметр рекомендується використати під час обгрунтування видобувних запасів нафти з покладу В-20–21 Юліївського родовища.
ВИСНОВКИ
В роботі виконані теоретичні та експериментальні дослідження витіснення пластової нафти і газоконденсатної системи різними робочими агентами з метою обгрунтування ефективного вилучення запасів вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів (на прикладі Куличихинського та Юліївського родовищ). Основні результати досліджень можна підсумувати наступним чином:
1. На основі вивчення геологічної будови родовищ, параметрів колекторів і флюїдів, що їх насичують, сплановані автомодельні дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи під час зміни баричних умов у нафтогазоконденсатних покладах.
2. Розроблена нова методологія експериментального моделювання та дослідження сумісної фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи в пластах у присутності залишкової води для конкретних геологічних умов нафтогазоконденсатних покладів.
3. Вперше на базі матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі створено новий спосіб обчислення вмісту і видобутку фракції С5+ для обгрунтування поточних і кінцевих видобувних запасів конденсату.
4. За допомогою запропонованих методичних розробок експериментально досліджені коефіцієнти витіснення пластової нафти і газоконденсатної системи різними робочими агентами при автомодельному відтворенні геологічних і фізичних параметрів, що існують в покладах. В результаті встановлено такі значення коефіцієнтів витіснення для покладу Т-1 Куличихинського НГКР: нафти газоконденсатною системою – 0,58, газоконденсатної системи нафтою – 0,92, нафти пластовою водою – 0,77; для покладів В-20–21 Юліївського НГКР: нафти газоконденсатною системою – 0,47, нафтогазоконденсатної суміші водою – 0,24.
5. На основі вивчення отриманих результатів встановлено вплив характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки на ефективність вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів.
6. Встановлені значення коефіцієнтів витіснення використані під час складання проекту розробки Куличихинського родовища, відповідно до якого з надр додатково планується видобути 136 тис.т нафти і 68 тис.т газового конденсату.
7. Відповідно до виконаних лабораторних досліджень оптимальну ефективність освоєння запасів нафтових облямівок на Юліївському родовищі необхідно очікувати у процесі їх розробки на газонапірному режимі з наступним переходом на законтурне заводнення. Одержані значення коефіцієнтів витіснення рекомендовані для обгрунтування видобувних запасів нафти.
СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ:
1.Оценка начальных и прогнозирование текущих параметров газоконденсатных систем на месторождениях УССР // Вскрытие продуктивных горизонтов и исследование углеводородных систем: Сб. науч. трудов Укр НИГРИ – Львов: УкрНИГРИ, 1985. – С. 58-63 (Співавт. Пилип Я.А., Даниленко В.А., Поляков В.І.).
2. Експрес-метод визначення головних параметрів газоконденсатних систем // Нові дані з методики і технології геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні: Зб. наук. праць Укр ДГРІ – Львів: УкрДГРІ, 1993. – С. 82-85 (Співавт. Даниленко В.А., Стрикалов А.М.)
3. Деякі особливості розрахунку вмісту і видобутку вуглеводнів фракції С5+ при розробці газоконденсатних покладів // Мінеральні ресурси України. – 1996. - №3. – С. 41-43 ( Співавт. Пилип Я.А., Синіцин В.Я.).
4. Новий спосіб розрахунку вмісту та видобутку вуглеводнів С5+ при розробці газоконденсатних покладів // Нафт. і газ. пром–сть. – 1997. - № 3. – С. 19-20 (Співавт. Пилип Я.А.).
5. Пат. 7328. Україна, МКИ Е 21 В 49/00. Спосіб визначення водонасиченості гірських порід. - № 4452848/SU; Заявл. 05.07. 88; Опубл. 29.09.95; НДЦ ПЕ Держ. пат. України // Бюл. №3 – С. 53 (Співавт. Нестеренко М.Ю., Губанов Ю.С.).
6. Прогнозування вилучення нафти і конденсату з нафтогазоконденсатних покладів // Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України: Тез. доп. наук.-прак. конф. УНГА. – Львів: УНГА, НТШ, Обл. орган. т-ва. “Знання”, 1995. – С. 93.
7. Совершенствование методов разработки нефтяных месторождений Украины со сложными колекторами и низкой нефтеотдачей // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. междунар. симпозиума. (С.-Петербург, 1992 р.). – С. 159-160 (Співавт. Іванишин В.С., Малахов В.Ф., Федишин Л.І.).
8. Новий спосіб підвищення нафтовилучення з нафтових облямівок // Нафта і газ України – 98: Зб. наук. праць Міжнар. конф. – Том 2. – Полтава: УНГА, 1998. С. 14-15 (Співавт. Іванишин В.С., Нестеренко М.Ю., Сенцюк В.П., Філяс Ю.Г.).
Багнюк М.М. Підвищення ефективності вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів (на прикладі Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної провінції). – Рукопис. Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.17 – геологія нафти і газу. Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, 1999.
В процесі роботи вивчена геологічна будова, параметри колекторів і флюїдів Куличихинського та Юліївського родовищ. На цій основі виконані дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи під час зміни баричних умов у нафтогазоконденсатних покладах. Розроблена нова методологія експериментального моделювання та вивчення сумісної фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи в пористому середовищі у присутності залишкової води. Вперше обгрунтовано вміст і видобуток фракції С5+ на базі матеріального балансу конденсату у залишковому пластовому газі. Впровадження результатів досліджень тільки на Куличихинському родовищі дозволить додатково вилучити з надр 136 тис. т нафти і 68 тис. т газового конденсату.
Ключові слова та вирази: нафтогазоконденсатний поклад, пластова нафта, газоконденсатна система, запаси вуглеводнів, коефіцієнт витіснення.
Bagnyuk M.M. Enhancing of the effectiveness of the hydrocarbons recovery from the oil-gas-condensate pools (at the example of the Dnieper-Donets oil-gas-bearing province). Manuscript. The thesis on the awarding the scientific degree of the candidate of geological sciences by the speciality 04.00.17 – oil and gas geology. – Institute of Geology and Geochemistry of Fuels of NAS of the Ukraine, Lviv, 1999.
In the process of the work the geological structure, the parameters of reservoirs and fluids of Kulychykha and Yuliivka fields were studied. On these grounds the investigations of the interaction between the oil in place and the gas-condensate system were carried out, during the changing of baric conditions in tne oil-gas-condensate pools. New methodology was elaborated for experimental modelling and for studying the overall filtration of the oil in place and the gas-condensate system in the porous medium with the presence of residual water. For the first time the content and recovery of the C5+ fraction was grounded on the base of material balance of condensate in the residual formational gas. The introducing of the investigation results only in Kulychykha field will may possible to extract additionally from the bowels 136 th.t of oil and 68 th.t of gas condensate.
Key-words and expressions: oil-gas-condensate pool, oil in place, gas-condensate system, hydrocarbon reserves, displacement coefficient.
Багнюк М.Н. Повышение эффективности извлечения углеводородов из нефтегазоконденсатных залежей (на примере Днепровско-Донецкой нефтегазоносной провинции). – Рукопись. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.17 – геология нефти и газа. Институт геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины. Львов, 1999.
Диссертационная работа посвящена изучению полноты извлечения углеводородов из пефтегазоконденсатных залежей Днепровско-Донецкой нефтегазоносной провинции. Эта задача решалась с помощью экспериментального моделирования природных процесов взаимовытеснения пластовых нефти и газоконденсатной системы при некомпенсированом снижении давления в залежи.
В качестве объектов исследования выбраны средние по запасам Куличихинское и Юльевское нефтегазоконденсатные месторождения. На основании изучения их геологического строения, нетрофизических и фильтрационно-ёмкостных характеристик продуктивных горизонтов, фазового состояния и физико-химических свойств углеводородов спланированы и проведены автомодельные экспериментальные исследования вытеснения пластовой нефти газоконденсатной системой и наоборот. Для контроля за ходом процесса и интерпретации полученных результатов разработаны методы расчета коэффициента вытеснения нефти и конденсата и определения средней флюидонасыщенности пористой среды жидкими и газообразными углеводородами.
В работе обосновано определение изменения содержания и извлечения фракции С5+ путем математического моделирования материального баланса конденсата в остаточном пластовом газе и предложено существенное упрощение расчетных уравлений. Новая методика на порядок сокращает количество математичских операций, учитывает сжимаемость природных газов и результаты без введения поправок можно непосредствено использовать в гидрогазодинамических расчетах разработки газоконденсатных залежей.
На основании результатов исследований установлено влияние характеристик вытеснения на полноту извлечения углеводородов из нефтегазоконденсатных залежей. Учитывая эти особенности предложены пути эффективного освоения запасов таких залежей. Внедрение результатов исследований только на Куличихинском месторождении позволит дополнительно извлечь из недр 136 тыс. т нефти и 68 тыс. т газового конденсата.
Ключевые слова и выражения: нефтегазоконденсатная залежь, пластовая нефть, газоконденсатная система, запасы углеводородов, коэффициент вытеснения.
| 
