Нефтегазоносность и термодинамическое состояние пластовой смеси

Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар, представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и нефтяной (200 м). Особенность залежи - высокое содержание конденсата в пластовом газе, меняющееся от 380 г/м³ в кровле до 705 г/м³ на контакте газ - нефть (-4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3. Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3 в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии.

В продуктивном разрезе выделены три объекта разработки: два газоконденсатных (нижнепермский и каменноугольный) и нефтяной (каменноугольно-девонский). ВНК по данным опробования установлен на отметке - 5150 м. Залежь находится на глубине 3650-5300 м.

Дебиты газа составляют 40-1980 тыс. м³/сут., а конденсата 30-1354 м³/сут.

Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м³/сутки и газа 69,1 тыс. м³/сут. при опробовании интервала 5670 -5764 м в скважине №15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.

Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового, каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов. Доля коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82%, в среднем составляя для нижнепермских отложений 35%, каменноугольных 45%. Доля пород с некондиционной пористостью (менее 6%) соответственно составляет 65 и 55% от общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой пустотностью. Большинство коллекторов (до 65%) имеют пустотность от 6 до 15%, остальные (35%) - 15-20.

Названные особенности требуют нетрадиционного подхода к освоению месторождения. Основное условие - поддержание пластового давления на уровне, превышающем давление начала конденсации, поэтому предусматривается разработка месторождения с применением сайклинг-процесса.

Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м³, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м³. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м³ приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м²/с, повышение температуры застывания на 15 ºС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.

Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м³. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.

По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас), легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас. Балансовые запасы газа 600 млрд. м³, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.

Массивный характер залежи, ее необычайно большая высота, выдержанность литолого-фациального состава коллектора, существенная дифференциация содержания конденсата, изменчивость термобарических условий, наличие нефтяной подушки позволяют рассматривать Карачаганакское месторождение как эталонный объект для изучения фазового состояния глубокопогруженных залежей. Исследование проведено как на теоретическом, так и экспериментальном уровне. Установлено, что пластовая смесь находится в двух гомогенных фазах: газовой и жидкой. Переход из одной фазы в другую осуществляется в результате изменения главным образом критической температуры.

Различный методический подход к определению параметров фазового состояния пластовой смеси обусловил разноречивую оценку степени насыщенности системы. Ю.П. Коротаев и др. на основе математического моделирования фазового поведения пластовой смеси по уравнению состояния реальных газов в модификации Пенга-Робинсона пришли к выводу, что пластовая система Карачаганакского месторождения существенно недонасыщена жидкими УВ в газоносной его части и газообразными в нефтяной. Пластовое давление по всей высоте залежи выше давления начала конденсации и насыщения на 20 - 30 МПа и, следовательно, степень насыщенности системы составляет 55-60%.

Экспериментальные данные, полученные на различных установках - «Раска», модернизированная АСМ-600 «Альстом-Атлантик» (ВНИИгаз, НВ НИИГГ. КазНИГРИ, ПО НВ НИИГГ), говорят о еще большей близости давления начала конденсации к пластовому при насыщенности газоконденсатной системы на 76-98% Возможно, дефицит насыщения обусловлен технологическими причинами при исследовании скважин, в частности создаваемыми депрессиями на пласт, при которых часть конденсата в нем может выпадать. Вместе с тем дифференциация C_5+высш. по высоте залежи и предельная насыщенность нефтяной системы не исключают рост насыщенности пластового газа в сторону подошвенной части.

Изотермы Карачаганакского месторождения имеют крутую форму. Давление начала конденсации изменяется от 45,5 до 57 МПа, а пластовое от 51,2 до 58,4 МПа, давление максимальной конденсации возрастает от 18 до 23 МПа в направлении от нижнепермской к каменноугольной части разреза. Следует отметить, что при возрастании потенциального содержания конденсата по высоте залежи существенно увеличивается количество выпадающей жидкости в ретроградной области, в зоне максимальной конденсации.

В каменноугольном объекте участок изотермы от давления начала конденсации до давления максимальной конденсации близок к вертикали, что свидетельствует о приближении к критической точке. Следовательно, при небольшом снижении давления в пласте будет выпадать значительное количество конденсата, что приведет к резкому уменьшению доли стабильного конденсата в выносимом газе (см. рис. 2.6 кривая 5). Характерно также и то, что по стабильному конденсату зона прямого испарения практически не фиксируется (см. рис. 2.6 кривая 4). Коэффициенты конденсатоотдачи при эксплуатации залежи на режиме истощения составят 0,31-0,42 для нижнепермского объекта и 0,26-0,29 для каменноугольного.

Для повышения конденсатоотдачи необходима реализация сайклинг-процесса, особенно на каменноугольном объекте. По расчетным данным, коэффициент извлечения конденсата можно повысить до 0,75 - 0,85. На основе анализа ряда вариантов для повышения конденсатоотдачи некоторые исследователи предлагают начинать разработку на режиме естественной энергии пласта до достижения текущего пластового давления 40 МПа и одновременно создавать оторочку из широких фракций легких УВ. Затем применить частичный сайклинг-процесс с возвратом в пласт 50% сухого газа для проталкивания оторочки и вымывания конденсата, выпавшего в пласте. Доразработку осуществлять на режиме истощения. Эти мероприятия позволят получить также высокую конечную конденсатоотдачу (примерно 0,7).

Основные результаты исследования нефти КНГКМ

Состав газа сепарации и газа дегазации КНГКМ