«Газпром ВНИИГАЗ»: Особенности определения газоконденсатных характеристик при освоении глубокозалегающих месторождений с большой продуктивной толщей

В статье на примере Карачаганакского и Вуктыльского нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) рассмотрены особенность и результаты определения газоконденсатных характеристик (ГКХ) на месторождениях углеводородов (УВ) с большой эффективной толщей, а именно: компонентного состава пластового газа, потенциального содержания УВ С₅₊, физико-химических свойств конденсата (плотности, молекулярной массы), PVT-характеристик пластового газа, прогнозных зависимостей потенциального содержания УВ С₅₊ при снижении пластового давления. Показано, что залежь Карачаганакского НГКМ является классическим примером того, как влияние сил гравитации приводит к существенному изменению состава и других ГКХ по толщине залежи. Наиболее выражена дифференциация по УВ С₅₊. Концентрация группы УВ С₅₊ увеличивается с глубиной (3700…5200 м) в 3 и более раз. Также увеличиваются плотность и молекулярная масса конденсата.

В статье изложены два метода расчета изменения компонентного состава по глубине залежи, предложенные: один — В.Ф. Перепеличенко; другой — А.И. Брусиловским и О.Ю. Баталиным, которые основывались на строгих соотношениях термодинамики и конкретном учете реальных свойств флюидов. Показано, что расчетные значения изменения содержания УВ С₅₊ по глубине залежи несколько отличаются от фактических, что, очевидно, связано с использованием упрощенной модели пластовой смеси, в которой УВ С₅₊ моделировались только н-унодеканом (пС₁₁Н₂₄).

Приведены начальные термобарические условия залегания, а также компонентный состав пластовой смеси Вуктыльского НГКМ. В отличие от Карачаганакского НГКМ содержание УВ С₅₊ по разрезу залежи Вуктыльского НГКМ меняется не так существенно, а именно от 308 до 382,5 г/м³; с увеличением глубины залежи увеличиваются плотность и молекулярная масса С₅₊. Анализ результатов исследований фазовых превращений пластовой газоконденсатной смеси Вуктыльского НГКМ на установках PVT позволил определить фазовые характеристики пластовой смеси данного месторождения. Для оценки текущего содержание УВ С₅₊ и конденсатоизвлечения в процессе снижения пластового давления рассчитан баланс распределения УВ С₅₊, ожидаемого в процессе разработки объектов Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ.

Ввиду того что изменение данных ГКХ по глубине залежи на различных НГКМ в зависимости от условий формирования может проявляться по-разному, для сравнения степени изменения ГКХ по глубине авторами введено понятие интенсивности изменения (градиента) ГКХ с глубиной залежи. Градиент содержания УВ С₅₊ на Карачаганакском НГКМ в 5 раз выше, чем на Вуктыльском НГКМ, а изменение плотности и молекулярной массы интенсивнее в 1,2…1,5 раза. Незначительное, порядка 20 %, увеличение содержания С₅₊ при значительной мощности (более 800 м) продуктивного горизонта на Вуктыльском НГКМ свидетельствует о том, что гравитационный фактор не являлся превалирующим при формировании этой залежи.

В последние годы открыты и введены в разработку уникальные по запасам глу-бокозалегающие месторождения — газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсат-ные (НГКМ), которые имеют либо большую мощность, такие как Карачаганакское и Вуктыльское НГКМ, либо огромную площадь, например, Астраханское ГКМ, ачи-мовские залежи Уренгойского НГКМ, Оренбургское НГКМ и др. [1]. Определение газоконденсатных характеристик (ГКХ) данных месторождений связано с наличием аномально высокого пластового давления (АВПД), высокими температурами, низки¬ми коллекторскими свойствами вскрытых пластов. При значительной мощности за-лежи под действием сил гравитации происходит изменение ГКХ по глубине. Если же площадь залежи существенно больше ее толщины, возможно изменение ГКХ по площади. В ряде случаев существует вероятность изменения ГКХ как по глубине, так и по площади.

К основным ГКХ углеводородных флюидов и продукции газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей относятся¹: компонентный состав пластового газа; потенциальное содержание (ПС) углеводородов (УВ) С₅₊; физико-химические свойства конденсата — плотность (ρ) и молекулярная масса (М, г/моль); изотермы конденсации пластового газа; баланс распределения УВ С₅₊ при сниже¬нии пластового давления и др.

В статье на примере Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ (табл. 1) рассмотрены особенность и результаты определения начальных ГКХ на месторождениях с большой толщиной продуктивного пласта.

Карачаганакское НГКМ

Карачаганакское НГКМ расположено в под-солевых отложениях Прикаспийской впадины в интервале глубин 3600.. .5600 м. Залежь приурочена к крупному карбонатному массиву размерами 15^30 км; высота продуктивной толщи составляет 1600 м. В продуктивной части обосновано выделение девонской, каменноугольной и пермской систем. Месторождение введено в разработку в 1984 г.

Значение Р_пл в залежи изменяется от 52 МПа у кровли (на глубине 3700 м) до 60 МПа у подошвы (на глубине 5200 м), в этом же интервале отметок значение Т_пл воз-растает от 343 до 358 К (рис. 1). Начальный компонентный состав пластовой смеси, извлеченной из скважин Карачаганакского НГКМ, приведен в табл. 2.

Залежь служит классическим примером того, как влияние сил гравитации приводит к существенному изменению состава и других ГКХ по глубине залежи. Наиболее выражена дифференциация по содержанию УВ С₅₊, концентрация которых увеличивается с глубиной в три и более раз; аналогично ведут себя р и M конденсата (рис. 2). Содержание компонентов С₂…С₄ и CO₂ практически не меняется, а серо-водорода — увеличивается незначительно.

В случае залежей с продуктивным пла-стом большой толщины традиционный под-ход к определению компонентного состава может привести к неточной оценке запасов УВ и, как следствие, показателей разработ-ки. Первые оценки [2] изменения компонентного состава по разрезу продуктивной толщи Карачаганакского НГКМ проводились по формуле Больцмана с использованием выражения

где η_i,- — молярная доля i-го компонента смеси на глубине h; h₀ — глубина залегания кровли; M_i— молекулярная масса ,i-го компонента смеси; g — ускорение свободного падения; R — универсальная газовая постоянная.

  (1)

О.Ю. Баталиным, А.И. Брусиловским и др. [2-5] предложен более точный метод расчета изменения компонентного состава и давления по глубине залежи. Метод основывается на строгих соотношениях термодинамики, бо-лее корректно учитывает реальные свойства флюидов и в окончательном варианте пред-ставлен следующей формулой [5]:

(2)

где f_i(h₁) — летучесть i-го компонента на глу-бине h₁; f_i(h₂) — искомое значение летучести на глубине h₂.

В табл. 3, 4 приведены результаты расче¬та состава модельной смеси, подобной по составу пластовой смеси Карачаганакского НГКМ, при изменении глубины от h₀ = 4000 м до h = 5000 м. Расчеты, результаты которых приведены в табл. 3, проведены авторами статьи по формуле (1). Изменение состава модельной смеси, приведенное в табл. 4, расcчитано по формуле (2) [5]. Глубина оценивалась исходя из представленных в табл. 3, 4 температур, шаг изменения h = 200 м.

Результаты расчетов (см. табл. 3, 4) имеют незначительное расхождение, что свидетельствует о возможности использования для оценочных расчетов более простой методики ВолгоУралНИПИгаза.

Расчет более точным методом [5] свиде-тельствует, что содержание nC₁₁H₂₄, модели-рующего в расчетах группу УВ С₅₊, изменяетс¬я с глубиной от 5,98 (h₀) до 8,95 (h₀ + 1000 м), т. е. практически возрастает в 1,5 раза. Аналогично ведут себя плотность и молекулярная масса стабильного конденсата. Вместе с тем молярная доля метана в смеси уменьшается на 4,19 %. Содержание гомологов метана в пластовом газе изменяется в среднем от 9,44 до 10 % мол. Наблюдается относительное по-стоянство количества неуглеводородных компонентов (H₂S и С0₂).

На рис. 3 приведено сравнение резуль-татов расчетных [2-5] и фактических значе-ний изменения содержания УВ С₅₊ по глубине.

Карачаганакского НГКМ. Следует отметить, что расчетные значения потенциального со-держания конденсата несколько отличаются от фактических, что, по-видимому, связано с использованием упрощенной модели пластовой смеси, в которой УВ С₅₊ моделировались только н-ундеканом (nC₁₁H₂₄).

С учетом изменений термобарических условий ГКХ в процессе освоения на Кара-чаганакском НГКМ выделены три эксп-луатационных объекта: I — газоконденсатный нижнепермский с нижней границей на глубине 4550 м; II — газоконденсатный в карбоне с нижней границей на глубине 5000 м; III — нефтяной в карбоне на глубине более 5000 м (табл. 5).

Для оценки текущего содержания и ко-эффициента извлечения конденсата (КИК) С₅₊ в процессе снижения Р_пл рассчитан² баланс распределения УВ С₅₊, ожидаемого в процессе разработки I объекта рассматриваемого месторождения (табл. 6 и рис. 4).

Табл. 6 и рис. 4 показывают, что КИК может составить по I объекту разработки 41,5 %, а с учетом давления забрасывания (Р_збр ~ 15 МПа), по-видимому, не превысит 33 %. Аналогичные расчеты показали, что КИК для II объекта разработки (начальное содержание С₅₊ равно 640 г/м³) соответственно составит примерно 35 % при Р_пл = 0,1 МПа, а при Р_збр = 15 МПа, не превысит 29 %.

Вуктыльское НГКМ

Вуктыльское НГКМ введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1968 г. Пластово-массивную газоконденсатную за-лежь вмещают преимущественно карбонат-ные каменноугольные и нижнепермские отложения, залегающие на глубинах 2100…3300 м. Вскрытый разрез (до глубины 6,4 км) слагается силурийскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми и четвертичными отложениями. Основная залежь Вуктыльского

НГКМ приурочена к органогенным известнякам, продуктивная толща которых по вертикали составляет около 800 м. Известняки перекрыты 50.. .100-метровой покрышкой. Залежь массивная сводовая, тектонически ограниченная. Резервуар залегает в диапазоне глубин 2400…3300 м. Имеется нефтяная оторочка.

Начальные термобарические условия залегания пластовой смеси Вуктыльского НГКМ: Р_пл = 34,8…37,3 МПа, Т_пл = 320…338 К. С глубиной увеличиваются как пластовое давление, так и температура (рис. 5).

Начальный компонентный состав пластовой смеси представлен в табл. 7, согласно которой содержание конденсата почти линейно (от 308 до 382,5 г/м³) изменяется по разрезу залежи. Доля основных компонентов С₂…С₄ по мере углубления остается практически неизменной, а плотность и молекулярная масса УВ С₅₊ увеличиваются.

В процессе разведки и в начале освое-ния Вуктыльского НГКМ исследованы фазо-вые превращения пластовой газоконденсатной смеси на установках PVT³ (УГК-3). Результаты этих исследований (табл. 8) свидетельствуют о следующем:

• давление начала конденсации (Р_{начконд}) изменяется от 32,6 до 34,6 МПа;

• давление максимальной конденсации (Р_{максконд}) нестабильного конденсата — от 15 до 17,6 МПа; ^ количество выпавшего нестабильного конденсата при Р_{максконд} — в диапазоне 490…550 см³/м³; стабильного — в диапазоне 295…395 см³/м³;

• недонасыщенность системы — от 0,86 до 10,38 %;

• по мере увеличения глубины умень-шается недонасыщенность, или разница между P_пл и P_нач.конд

На базе начальных максимальных и минимальных значений ПС С₅₊ рассчитаны кривые динамики содержания С₅₊, которые, в принципе, отражают фактическое изменение содержания конденсата в добываемом пластовом газе в процессе разработки месторождения (рис. 6). Подобный подход к прогнозированию содержания С₅₊ при снижении позволяет наиболее корректно описывать диапазон возможного фактического изменения содержания C₅₊ в процессе разработки залежи.

Р.М. Тер-Саркисовым и др. [6] приведены результаты расчетного моделирования изменения состава газа по скважинам Вуктыльского НГКМ при снижении Р_пл (табл. 9), которые в целом отражают возможное изменение содер-жания отдельных компонентов смеси в процессе разработки.

Авторами настоящей статьи рассчитан усредненный баланс распределения углеводородов С₅₊ в процессе разработки Вуктыльского НГКМ на истощение (табл. 10 и рис. 7).

Ранее на примере Карачаганакского НГКМ показано, что в залежах с большим этажом продуктивного горизонта происходит существенное изменение содержания, плотности и молярной массы УВ С₅₊ по глубине залежи. Под влиянием гравитационных сил пластовая смесь у кровли может представлять газоконденсатную систему, а в нижней части -легкую нефть с большим количеством растворенных в ней углеводородов. При этом переход от газоконденсатной к газонефтяной системе осуществляется без образования поверхно-стей раздела.

Однако изменение ГКХ по глубине за-лежи на тех или иных НГКМ в зависимости от условий формирования может проявляться по-разному. Авторами статьи по методике ВолгоУралНИПИгаза выполнен расчет изменения содержания УВ С₅₊ по глубине залежи Вуктыльского НГКМ (табл. 11, рис. 8). Согласно рис. 8 фактическое распределение УВ С₅₊ по глубине залежи Вуктыльского НГКМ существенно отличается от расчетного.

Для сравнения степени изменения ГКХ по мере погружения залежей авторами введено понятие градиента ГКХ, т.е. интенсивности изменения ГКХ залежи. В частности, рассматриваются градиенты следующих ГКХ: давления (ΔP_пл/Δh), температуры (ΔT_пл/Δh), плотности (Δρ/Δh), молекулярной массы (ΔМ/Δh) и содержания (ΔС₅₊/Δh) конденсата С₅₊. Фактические и модельные (расчетные) значения перечисленных величин представлены в табл. 12, из которой следует:

1) средние градиенты давления и температуры для

Карачаганакского НГКМ соответственно равны 0,0054 МПа/м и 0,0154 К/м, а для Вуктыльского НГКМ — 0,0027 МПа/м и 0,0174 К/м, т.е. градиент давления на первом месторождении выше чем на втором, а градиенты температуры примерно одинаковы;

2) интенсивность изменения плотности и молекулярной массы конденсата Карачаганакского НГКМ соответственно в 1,2 и 1,5 раза выше, чем конденсата Вуктыльского месторождения;

3) градиент (ΔС₅₊/Δh) на Карачаганакском месторождении в 5 раз выше, чем на Вук-тыльском.

Незначительное, примерно на 20 %, уве¬личение содержания УВ С₅₊ при наблю-даемой толщине продуктивного горизон¬та в 800 м на Вуктыльском НГКМ свидетель-ствует о том, что гравитационный фактор, по-видимому, не является превалирующим при формировании залежи. Следовательно, мето-ды1,2 расчета содержания УВ С₅₊ по глубине залежи с учетом гравитационной составляющей [2-6], результаты которого достаточно адек-ватно описывают распределение содержания УВ С₅₊ по глубине залежи Карачаганакского НГКМ, очевидно, не всегда могут применяться в отношении других месторождений.

Список литературы

1. Лапшин В.И. Формирование, состав и компонентоотдача пластовых флюидальных систем глубокозалегающих карбонатных залежей’ обз. инф. / В.И. Лапшин, В.А. Николаев, Д.В. Изюмченко и др. -М.’ Газпром ВНИИГАЗ, 2010. — 118 с.

2. Баталин О.Ю. Прогнозирование состава пластовой смеси и давления по глубине залегания залежи / О. Ю. Баталин, А. И. Брусиловский, Н. Г. Вафина и др. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1984. — № 10. — С. 9-11.

3. Баталин О. Ю. Фазовое равновесие многокомпонентных смесей в гравитационном поле / О. Ю. Баталин, С. Л. Критская, Н.Г. Вафина // Тр. МИНХиГП им. И.М. Губкина. — 1985. — № 192. — С. 96-101.

4. Баталин О.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов / О.Ю. Баталин, А.И. Брусиловский, М.Ю. Захаров. — М.: Недра, 1992. — 224 с.

5. Баталин О. Ю. Опыт изучения термодинамических свойств многокомпонентных смесей: обз. инф. / О.Ю. Баталин, С. Л. Критская // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1987. -№ 12. — 50 с.

6. Тер-Саркисов Р.М. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений / Р.М. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев. — М.: Недра, 1998. — 344 с.

Authors:

В.И. Лапшин¹, А.Г. Посевич¹, А.А. Константинов¹, А.Н. Волков²

¹ ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1

² Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1А