автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Экспериментальное определение параметров газожидкостных пластовых систем для подсчета запасов и оптимизации разработки глубокопогруженных месторождений Прикаспия

ВСЕСОЮЗНЫ'! НАУЧНО-ИССЩОВАТЕЛЬО® ИНСТИТУТ ПРИРОДЖ ГАЗОВ ( ЕНЖ1ГАЗ )

на лравах рукописи

ДОСМУХАНОВ ЗИНУЛЛА ЕСШОВИЧ

УДК 622.276+622.279 23/4(574)

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОЖИД -КОСТНЫХ ПЛАСТОШХ СИСТЕМ ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ И ОПТИМИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ ГЛУБОКОГОГРУЖШШ МЕСТО РОЖДЕНИЙ ПРИКАСПИЯ

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1991

Работа выполнена в Казахском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (КазНИГРИ ).

Научный руководитель - доктор технических наук

Мартос В.Н.

Официальные оппоненты- доктор технических наук,профессор

Тер-Саркисов P.M.

кандидат технических наук, с.н.с. Брускловсккй А.й.

Ведущее предприятие - ПО " Казахгазпром"

Д.070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук при Всесоюзном нау но-исследовательском институте природных газов ( ШИИГАЗ ) по адресу: 14^717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ШИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ШШГАЗа.

Защита диссертации состоится в Ц) часЗсьшн. на заседании специализированного совета

Автореферат разослан

Ученый секретарь специализированного совета Ивакин

к.т.н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Одним из наиболее перспективных регионов СССР, способным,обеспечить устойчивый рост добычи нефти, газа и конденсата, является Прикаспийская впадина, в пределах которой создается крупный нефтегазодобывающий комплекс страны. В результате проведенных здесь геологоразведочных работ в подсолевых отложениях были открыты уникальные месторождения углеводородного СУВ) сырья: Астраханское, Тенгизское, Карачаганакское,' Жанажольское. Эти открытия подтвердили региональную промышленную нефтегазоносность подсолевых палеозойских отложений Прикаспийской впадины.

Для подсолевых месторождений Црикаспия характерны сложные геолого-геофизические условия, исключающие возможность незамедлительного применения отработанных технологий нефтегазодобычи.Экстремальные терыобарические параметры и околокритическое состояние флюидальных систем, большие этажи продуктивности (сотни метров ), сложные по типу коллектора,наличие в продукции больших количеств (до 50%) С0£ и Н2 ослож-. няют проблему выбора и применения адекватных пластовым условиям систем разработки.

Просчеты проектирования здесь могут иметь крайне негативные последствия как в плане полноты извлечения жидких УВ, так и в экологическом отношении. Поэтому надежность информационной основы проектирования приобретает особую значимость. Прежде всего это относится к определению термодинамических характеристик и состава пластовых газожидкостных систем, которые существенно отличаются от всех известных ранее.

Особенность флюид альных систем, выражающаяся в высоком газосодержании, в том числе и неуглеводородных компонентов, создает затруднения уже в подсчете геологических запасов, поскольку исключает возможность пользования стандартными коррелягртями для определения подсчетных параметров.

Круг задач, охваченных темой диссертации, порожден непосредственно практическими проблемами, прогнозирования состояния и свойств флюидальных систем на больших глубинах, подсчета балансовых запасов жидких и газообразных УВ с сопутст-

вувдими компонентами, выбора адекватных технологий разработки и технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения. В силу уникальности Пластовых систем для их исследования было необходимо разработать новые лабораторные технологии оценки фазового состояния и параметров фаз.

Цель работы: Экспериментально изучить газожидкостные системы подсолевых залежей Прикаспия для подсчета запасов и оптимизагрш разработки с целью максимального использования ресурсов.

Основные задачи исследований. Основными задачами исследований соискателя по теме диссертации являются:

- создание средств цриборного, методического и метрологического обеспечения для исследования аномальных пластовых газожидкостных систем с высоким содержанием СО^ и Н^Б ;

- исследование фазового состояния и измерение параметров натуральных флюидов, необходимых для подсчета запасов;

-. прогноз состояния углеводородных

флюидальньк систем на больших глубинах (5-7 км);

- исследование характеристик смесей, образующихся в пласте при применении газовой технологии разработки, с целью оценки коэффициентов извлечения жидких УВ;

- разработка рекомендаций, направленных на соверщенст-вование процедуры подсчета геологических и оценки извлекаемых запасов жидких УВ по подсолееым объектам Прикаспийского региона.

Методика исследований. Эксперименты проведены на импортных установках РУТ в антикоррозионном исполнении: МИНИ-ИТ и "Альстом-Атлантик". В связи с отсутствием должного методического обеспечения работ на этих установках со средами» содержащими большое количество агрессивных и токсичных компонентов, были разработаны соответствующие правила и регламенты. При этом использовались рекомендации, представленные в следующих официальных руководствах": "Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин" под ре-дакгдаей Г.А.Зотова, З.С.Алиева, ВНЖГаз, М.,1980, "Методика исследования пластовой нефти с помощью жидкометаллического сплава" РД-39-9-1084-84 под редакцией В.Н.Мамуна,ВНИИ,М., 1984,

"Инструкция по определению комплекса физико-химических параметров пластовых нефтей с помощью установки "УПН-БашНИПИ-нефть", Уфа, 1980.

Научная новизна. В рамках выполненных исследований

по теме диссертации можно указать на следующие элементы новизны :

- Разработано методическое обеспечение применительно к исследованию газожидкостных систем с высоким содержанием

Н о ^ и СО^ на установках "Альстом-Атлантик" при давлениях до 1И0 МПа и температурах до + 180°С.

- Выявлены эмпирические зависимости потенциального содержания конденсата,коэффициента сверхсжимаемости пластового газа,давления начала конденсации от глубины для месторождения Карачаганак. Определены коэффициенты извлечения конденсата

в зависимости от потенциального содержания в пластовом газе.

- Определены закономерности изменения изотерм конденсации и коэффициентов извлечения конденсата при разбавлении натурных пластовых систем газом сепарации, а также СО- и /У^ (имитации сайклинг-процесса). Отмечена возможность резкого повышения давления начала конденсации при добавке к системе азота.. Однако, во всех рассмотренных случаях общий эффект от сайклинг-процесса оставался положительным.

- Установлено, что при разгазировании легких нефтей вместе с "попутным газом" выносится значительное количество (до 15%) жидких компонент, что необходимо учитывать при подсчёте запасов и оценке нефтеотдачи пластов,истощаемых при режиме растворерного газа.

- Предложена формула для подсчёта запасов на компонентном уровне,основанная на экспериментальном определении распределения плотности и состава флюида по вертикали.

Защищаемые положения. I. Отработанная технология подготовки представительных проб газожидкостных смесей и исследования их на РУГ-установках типа "Альетоы-Атлантик" и МИНИ-РУТ, обеспечивают достаточно надежную индентификацию пластовых систем, содержащих значительное количество СО^ и Н£

к. Общие закономерности изменения состава и свойств пластовых флюидов по глубине, на основании чего выполнен прогноз фазового состояния и параметров флюидов на глубинах 5-7 см в северной прибортовой зоне Брикасдая.

3. Экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что при разбавлении натуральной газоконденсатной системы собственным газом сепарации снижается давление точки росы и происходит уплощение кривой изотермы конденсащи.что способствует увеличению коэффициента извлечения жидких УВ. Допустимо использование неуглеводородных вытесняющих агентов (СО.,,

^ ), хотя при этом возможно повышение давления точки росы. Предпочтительно использование углекислоты.

4. Экспериментальные данные о•выносе жидких УВ в газовой фазе, еыдедящейся при разгазировании летучих нефтей,который может достичь 15% от исходной массы в пластовой нефти. Игнорирование этого обстоятельства ведет к' существенным ошибкам при подсчете балансовых запасов нефти и оценке нефтеотдачи применительно к режиму растворенного газа.

5. Альтернативная схема объемного метода подсчета геологических запасов жидких УВ на компонентной основе, в которой учитывается реальное распределение по вертикали плотности и состава пластовых флюидов.

Практическая значимость и реализация результатов исследований. Все направления экспериментальных исследований по теме диссертации были продиктованы производственными потребностями геологических объединений "Уральскнефтегазгеология" и "Актюбнефтегвзгеология".

Результаты исследования флюидальных систем нефтяных и

газоконденсатных месторождений Шанажол, Урихтау, Карачаганак) использованы при подсчете балансовых и извлекаемых запасов жидких УВ и защите их в ГКЗ СССР.

В частности, при подсчете запасов конденсата по место,, использовано его рождению Карачаганак, полученное автором распределение потенциального содержания по разрезу продуктивной толщи

П = -547,9 + 0,253.Н , где Н - абсолютная отметка, м

При дифференцированной оценке плотности запасов газа по интервалам продуктивного разреза месторождения реализована эмпирическая зависимость сверхсжимаемости пластового газа от пластового давления

2 = 0,0141 Рш + 0,3941

Поскольку определенные экспериментально коэффициенты извлечения конденсата по газоконденсатным объектам месторождения Карачаганак оказались слишком низкими (0,29-0,41), для его разработки предусматривается применение сайклинг-процес-са (обратная закачка газа сепарации). В соответствии с этим при составлении ТЭО извлекаемых запасов были использованы данные термодинамических исследований разбавленных газоконденсатных смесей, дающие возможность прогнозировать объемы добычи жидких углеводородов С^ на всех этапах разработки.

Апробащя работы. Экспериментальные данные, полученные автором, использованы в отчетах по подсчету запасов жидких и газообразных УВ по месторождениям Карачаганак (1985г, 1988г), Жанажол (1986г), Урихтау (1988г) и успешно прошли экспертизу в ПСЗ СССР.

Основные результаты исследований доложены на Всесоюзных научно-технических конференциях молодых ученых и;специалистов (Москва, 1987,1988) и изложены в 3 опубликованных работах, а также в научно-тематических отчетах КазНИГШ, ВНИГНИ и НВ НШГГ.

Фактический материал. В основу работы положены материалы исследований, проведенных автором с 1985 по 1991гг в КазНИГШ. Дополнительно для сопоставления были привлечены экспериментальные данные, полученные специалистами ВНИИГаза ' и НВ НШГГ (г.Саратов).

Объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на листах машинописного текста и иллюстрирована ¿8 рисунками и 26 таблицами. Библиография включает кЬ наименований.

Работа выполнена под научным руководством доктора технических наук В.Н.Мартоса, которому автор выражает самую искреннюю признательность. Автор • выражает глубокую благодарность кандидату химических наук К.К.Дюсенгалиеву, кандидатам геолого-минералогических наукС.У.Утегалиеву, В.П.Поплевину,

A.И.Шаховому, Г.П.Былинкину и кандидату технических наук И.Ш.Кувандыкову за советы и доброжелательную критику,' а также, кто способствовал работе автора над настоящей диссерта-щей.

Содержание работы. Во введении представлена изложенная выше характеристика диссертации.

Первая глава. Глава носит обзорный характер и имеет цель обосновать актуальность и новизну исследований по теме диссертации. Здесь дается анализ состояния лабораторных и промысловых исследований, расчетные схемы фазовых равновесий,

Подчеркнута значимость теоретических и экспериментальных исследований по изучению фазовых цревращений и. свойств газо-жидкостньк пластовых систем, опубликованных в работах З.С.Алиева, А.И.Брусиловского, К.С.Басниева, Г.П.Былинкина, А.С.Ве-ликовского, Д.И.Вихрова, А.И.Гриценко, В.Горичника, Г.Р.Гуре-евича, К.К.Дюсенгалиева, В.А.Дорогочинской, Т.П.Жузе, С.Н.За-кирова, Г.А.Зотова, С.Л.Заиса, Ю.П.Коротаева, И.Ш.Кувандыко-ва, В.А.Лапшина, В.Н.Мамуна, А.Х.Мирзаджанзаде, В.Н.Мартоса,

B.А.Мирской, Г.С.Степановой, Т.Д.Островской, Р.М.Тер-Сарки-сова, А.И.Хазнаферова, В.В.Юшкина и др.

Вторая глава. В пл. 2.1.1, 2.1.2, 2.1.3 описаны устройства установки ""фазовых равновесий "Альстом-Атлантик" и МИНИ-РУТ, метрологическое обеспечение, достоинства и недостатки.

В п. 2.2 рассмотрены особенности отбора пластовых смесей, рекомбинации их в лабораторных условиях,'перевода смесей в рабочую камеру РУТ.

В п. 2.3 и п. 2.4 излагается отработанная методика исследования газожидкостных систем на установках "Альстом-Ат-

лантик" и МИНИ-ЮТ.

Третья глава. В п. 3.1 приводятся результаты лабораторных и промысловых исследований состава пластового газа, в т.ч. потенциального содержания Сд+ месторождений Карачага-нак, Жанажол и Урихтау.

Большой фактический материал свидетельствует, что пластовая смесь месторождения Карачаганак состоит из трех групп: углеводородов (87,8-91,5^), кислых (8,0-11,^ об.) и инертных (0,6-1,1% об.) газов. Углеводороды месторождения Карачаганак представлены, главным образом, метаном (61,3 и 76$), его газообразными гомологами (5,2-13,4$) и высокомолекулярными соединениями (5,2-13,3%). Среди кислых компонентов превалирует двуокись углерода - среднем 5-6$. Вторым по весомости является сероводород 3,3-5,4%. Группа инертных газов представлена азотом (0,5-1,1^); концентрация других составляющих этой группы (аргон, гелий) не превышает первых сотых и тысячных долей цроцента.

Результаты исследований (таблица 3.1.5) позволили сделать заключение о том, что в целом по газонасыщенному этажу Карачаганака потенциальное содержание углеводородов в пластовом газе находится в пределах от 342 г/м3 до 710 г/м3.

Потенциальные содержания гомологов метана (этан, пропан, бутан) приведены в таблице 3.1.6, из которой следует, что их суммарные количества в пластовой смеси в пересчете на плас-товый газ в нижней перш составляет 167 г/м3, а в карбоне -- 152 г/м3.

П. 3.2 посвящен экспериментальному исследованию фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей месторождения Карачаганак.

Обобщение имеющихся результатов термодинамических исследований пластовых смесей позволило установить, что средневзвешенная величина давления начала конденсации (Рн к) пермской газоконденсатной системы составляет - 43,4 МПа, карбоно-вой - 50,6 МПа. При соответствующих средневзвешенных пластовых давлениях 49,0 МПа и 56,6 МПа дефициты насыцения систем равны 6,6 МПа и 6,0 МПа.

Однако,несмотря на недонасыщенность пластовых газов жид-

ними углеводородами, свойства обеих систем таковы, что при незначительном снижении пластового давления ниже давления начала конденсации (Рн>к) происходит резкое выпадение конденсата. Вследствие этого коэффициенты извлечения Сд+ при разработке залежи на истощение достигают лишь 0,41-0,29. Особенно значительное выпадение жидких УВ происходит при снижении давления в системе до 18-21 МПа (давление максимальной конденсации).

Полученный экспериментальным путем коэффициент сверхсжимаемости (г ) пластового газа по объектам, отличающийся по гипсометрии на 1200 м, давлению примерно на 7 МПа, температуре на 12°С, потенциальному содержанию конденсата в пластовом газе на 245 г/и3, изменяется от 1,1 до 1,2 и характеризует подавляющую часть массы газа залежи. Сопоставление результатов экспериментальных определений Ъ , полученных на установках фазовых равновесий различных типов, свидетельствует об удовлетворительности определения этого параметра на МИНИ-РУТ.

П. 3.3. При исследовании глубинных проб нефти методами стандартного и дифференциального разгазирования определялись параметры, необходимые при подсчете запасов нефти: давление насыщения, газосодержание, объемный коэффициент, плотность в пластовых и стандартных условиях, сжимаемость. Сопоставление экспериментальных данных позволяет заключить, что в пластовых условиях Карачаганакского месторождения нефть находится в предельно насыценном состоянии (газосодер-кание достигает 380-1030 м3/т). При этом объемные пластовые' коэффициенты составляют 1,75-3,05.

Газосодержание глубинных проб нефти, использованных в эксперименте, близко к диапазону газосодержания, зафиксированного при исследовании скважин через сепаратор "Порта-Тест". Состав растворенного в нефти газа наналогичен составу газа сепарации газоконденсатной системы. Нефти после дифференциального разгазирования имеют плотность от 817 до 879 кг/м3.

На основе прямых измерений средняя величина плотности нефти для юго-западной зоны структуры принята равной 861кг/м3, а для северо-восточной - 830 кг/м3. Установленные эксперимен-

тально параметры дегазированной нефти свидетельствуют,что с уменьшением плотности нефти растет газосодержание и соответственно увеличивается объемный коэффициент.

11.3.4. Обсуждаются особенности пластовых углеводородных смесей месторождения Карачаганак. Уникальная термобарическая обстановка формирования месторождения не могла не оказать заметного влияния на фазовое состояние й свойства всей флюи-дальной системы.

Характерной особенностью компонентного состава пластовой смеси представляется узкий интервал изменения содержания суммы гомологов метана (С^+С^), кислых и инертных газов, вследствие чего химический облик смеси определяется соотношением метана и тяжелых углеводородов (С§+). Снижение содержания метана почти полностью компенсируется повышением мольной доли Сс>+. Другой особенностью пластового газа является его "жирность". Содержание тяжелых углеводородов находится.в пределах от 5,2-13,3%.

С ростом глубины происходит увеличение концентрами причем по зависимости близкой к линейной. При этом наблюдается постепенное сближение давления начала конденсации и соответствующего пластового давления, которые на уровне газонефтяного контакта практически совпадают, т.е. газоконденсат-нал система становится предельно насыщенной. Коэффициент сверх-скимаемости газовой фазы, который в данном диапазоне условий практически линейно зависит от пластового давления, по глубине изменяется нелинейно. Рост содержания с глубиной вызывает более интенсивные изменения Н(Н) на больших глубинах.

Интересная особенность, состояния пластового флюида была обнаружена при экспериментировании с глубинными пробами нефти. Визуальные наблюдения свидетельствуют о расслоении состава' жидкой фазы по вертикали, на что указывает сильное изменение цветовой характеристики столбика флюида снизу до верху.

Четвертая глава. В главе дается прогноз фазового состояния пластовых систем глубокозалегающих (6000-7000 м) залежей северной прибортовой зоны Лрикаспия.

В п. 4.1 на основе фактического материала обосновывается

- r¿ -

постановка и термобарические условия эксперимента. Изучаются состав и свойства газов и нефти на больших глубинах северной прибортовой зоны Прикаспийской впадины.

В соответствии с изученными материалами максимальные величины пластового давления и температуры в опытах приняли равными 120,0 МПа и 185°С, чтобы охватить все возможные термобарические условия на осваиваемых больших глубинах. Снижете плотности нефти с глубиной выражено вполне определенно, причем на глубинах >3500 м зависимость приобретает линейный характер с градиентом уменьшения плотнгсти в 0,015 г/см3 на 1000 м. В соответствии с этим можно ожидать, что на глубине 6000 м плотность нефти составит 0,817 г/см3, а на глубине 7000 м - 0,802 г/см3. Газ о содержание на глубине 6000 м цро-гнозируется равным 690 м3/*!3, на 7000 м - 890 м3/м3.

П. 4.2. Проведенные экспериментальные исследования взаимной растворимости фаз при различных их соотношениях и термобарических условиях позволили уточнить некоторые представления о процессах растворения и фазовом состоянии пластовых углеводородных систем на больших глубинах. В зависимости от термобарических условий в газах способны растворяться как легкие, так и высокомолекулярные компоненты жидких углеводородов. Общая направленность этого процесса такова, что с возрастанием, в первую очередь, давления в газовый раствор переходят более тяжелые компоненты нефти. По мере растворения в газе все более тяжелых высокомолекулярных компонентов группы Cg+ газоконденсатная смесь приобретает способность к расслоению: вверху концентрируется газоконденсат с наиболее легкими фракциями жидкой фазы, ниже все 'более тяжелыми.

В связи с этим различные участки газоконденсатной залежи могут отличаться как по конденсатногазовому фактору, так и по составу и плотности конденсата. В критической области физико-химические свойства-сильно сжатых газов и жидких УВ сближаются, система становится неустойчивой, малейшие изменения условий могут вызвать о^югреыенно и выход газа из нефти и выпадение жидкой фазы ..в Газе. Повышение давления обусловливает переход системы в однофазное газообразное состояние. Проявления таких процессов необходимо учитывать при планиро-

вании освоения глубокопогруженных залежей.

Пятая глава. В главе рассмотрены вопросы полноты извлечения жидких УВ из нефтегазоконденсатных залежей.

В п.5.1 представлены результаты оценки коэффициента извлечения конденсата для натуральных газоконденсатных систем применительно к разработке залежей на истощение, которую принято рассматривать как базовый вариант разработки объектов такого типа. Опыты выполнены с использованием рекомбинированных смесей месторождения Карачаганак. Для сравнения заимствованы данные ВНИИГаза. В целом, отмечается качественное совпадение этих результатов, хотя в количественном отношении имеются различия особенно в диапазоне максимальных значений потендоального содержания Анализ данных показал, что коэффициент извлечения конденсата в натурных смесях существенно снижается с ростом концентрации пластового давления и температуры, которые однонаправлейно изменяются с глубиной от кровли к газонефтяному контакту. Таким образом, для нижнего газоконденсатного этажа месторождения Карачаганак ретроградные потери конденсата могут превысить 70% от геологических запасов.

В п. 5.2 приводятся материалы по Экспериментальному изучению выноса углеводородных компонентов и примесей в газовой среде при радгазировании пластовой нефти. В опытах использованы глубинные пробы нефти из скважин. № 7 и № 14 месторождения Карачаганак. Установлено, что выделившийся при снижении давления ниже точки кипения растворенный газ содержит значительное количество жидких УВ, содержание которых снижается со снижением давления. Общий вынос составляет 8,5-15% от исходной массы в пластовой нефти, что представляется существенным вкладом в нефтеотдачу при разработке залежи на истощение с развитием режима растворенного газа. Общий "выброс" массы составлял 22-45% от исходной загрузки пластовой нефти в камере БУТ.

В п. 5.3 рассмотрен вопрос об оптимизации сайклинг-про-цесса с учетом его "последействия" на пластовую газожидкостную систему. Показано, что главная проблема оптимизации состоит в правильной оценке длительности периода поддержания

пластового давления, с уменьшением которого повышается экономичность процесса. В этой точки зрения, весьма важно знать, как изменяются термодинамические свойства газоконденсатной системы при ее разбавлении вытесняющим агентом и, в частности, как влияет разбавление системы на величину ретроградных потерь конденсата. Эффект последствия сайклинг-процесса в отношении общей конден саг о отдачи может быть сопоставим си даже превосходить прямой вклад п(Д держания давления.

П.5.4. В этом разделе изложены результаты экспериментального исследования изотерм конденсации газоконденсатных систем при разбавлении их собственным газом сепаращи. В опытах использованы рекомбинированные пробы газоконденсатных: систем, отобранных из верхнего и нижнего эксплуатационных объектов месторождения Карачаганак. После определения изотермы кснденсащи натуральной системы к ней последовательно добавляли газ сепараици в количестве 25,50 и 100% от пластового объема. Влияние разбавления систем проявлялось в снижении давления начала конденсации и уплощении изотерм конденсации, что в конечном счете приводит к со1фащению ретроградных потерь конденсата.

П. 5.5. В параграфе изложены результаты исследования газоконденсатных систем, разбавленных С0£ и л^« Использование указанных агентов вместо газа селаращи перспективно в связи с возможностью значительного повышения экономической эффективности разработки месторождения благодаря незамедлительной реализахфш всех газообразных УВ. В опытах использованы рекомбинированные газоконщенсатные системы месторождения Карачаганак. Методика экспериментов аналогична п. 5.4.

Установлено, что при добавлении азота происходит сильный сдвиг давления начала конденсации в сторону повышения (до 33 МПа). Однако сама изотерма конден с ащи сильно уплощалась тан что высадка конденсата при начальном давлении вполне компенсировалась сокращением ретроградных потерь при снижении давления. Добавки С0£ незначительно повышали давление начала конденсации (до' 3 МПа) и сильно снижали общие потери конденсата.

Обобщение результатов показало, что в любом случае час-

тичное поддержание пластового давления закачкой газообразных агентов последствие сайклинг-процесса обеспеиивают повышение коэффициента извлечения конденсата в сравнении с режимом истощения. Углекислый газ представляется более эффективным вытесняющим агентом, чем азот.

Шестая глава. В этом разделе диссертации рассмотрены проблемы усреднения подсчетных параметров по высокоэтажным объектам типа Карачаганакского месторождения. Указано, что при использовании объемного способа подсчета геологических запасов в его традиционной форме неизбежны существенные ошибки, связанные с нелинейностью распределения отдельных параметров и плотности запасов по разрезу залежи. Предложен альтернативный подход к вычислению запасов на компонентном уровне: ^ ^^тС^^У

о

где: Р С<) - площадь горизонтального сечения залеяси на ординате А. ;

тЩ- открытая пористость, - насыщенность,

/СО - плотность, К/С, - массовая концентрация,

К; = ^ м'_, где Л' - мольная доля, - молекулярный

вес, * ¿'-'число выделенных компонент смеси,

^ГНК ~ ордината 1Ш, "О" - соответствует куполу залежи.

Реализащя этого подхода требует некоторых изменений в части экспериментальных исследований пластовых систем: на первый план выдвигается определение функг^й распределения по разрезу плотности и компонентного состава насыпающих пласт газов и жидкостей. В качестве компонент могут выпускать как отдельные УВ и примеси, так и фракции §¿13.

Основными достоинствами такого подхода являются:

- возможность точного определения массы жидких (, газообразных УВ и примесей (СО^, N » поскольку в системе определяющих параметров и понятий отсутствуют технологические (объемный пластовый коэффициент, 'газ сепарации и т.п.), количественное выражение которых зависит от метода измерения (многоступенчатая или одноступенчатая сепарация, температура сепарации и т.п.);

- возможность расчета компонентсотдачи пластов, что обес-

печивает учет качественного изменения всех видов продукции (нефть, конденсат, попутный газ).

Выводы и рекомендации. I. Обработана технология лабораторных исследований РУТ - соотношении для газожидкостных систем, содержащих агрессивные и токсичные компоненты на импортных установках МИНИ-РУТ и "Альстом-Атлантик".

Z. Исследованы особенности газожидкостных систем ряда подсолевых месторождений Прикаспия (Карачаганак, Урихтау, Жанажол), определены их средние параметры, необходимые для подсчета балансовых и извлекаемых запасов.

3. Установлены общие закономерности измененияоэстава и свойств пластовых флюидов по глубине, на основании чего выполнен прогноз фазового состояния и параметров флюидов на глубинах 6-7 км северной прибортовой зоны Прикаспия.

4. Изменчивость содержания по продуктивному разрезу существенны не только с позиций подсчета балансовых запасов, но и обоснования коэффициента извлечения конденсата, который затем снижается с ростом потенциального содержания Сд+) давления и температуры.

5. Исследован цроцесс выноса в растворенном состоянии в газовой фазе жидких УВ при разгазировании легких, летучих неф-тей. Показано, что для условий месторождения Карачаганак вынос

с растворенным газом может достигать 15% от исходной массы жидких УВ в пластовой нефти.

6. Дана количественная экспериментальная оценка влияния на изотермическую конденсацию разбавления пластовой газоконденсатной системы газообразными вытесняющими агентами (газ селарацш, С0%, .

7. В условиях месторождения Карачаганак частичное поддержание пластового давления закачкой газообразных агентов обеспечивает существенное повышение конденсатоотдачи. Предпочтительным с технолого-экономических позиций представляется

со2.

8. Рекомендована эмпирическая зависимость коэффициента сверхсжиыаемости пластового газа Карачаганакекого месторождения. -

9. Рекомендована альтернативная схема подсчета балансо-

вых запасов УВ и примесей на компонентном уровне, в которой используются функции распределения по вертикали плотности флюида и массовой концентрации компонент.

10. Эмпирические характеристики пластовых газожидкостных систем месторождений Карачаганак испоььзованы при подсчете и защите в ГКЗ СССР запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов по этим объектам.

По теме диссертации автором опубликованы следующие работы:

1. Исследование фазового поведения разбавленных газо7 конденсатных систем (в соавторстве В.Н.Мартоса и К.К.Дюсен-галиева). В ин.сб. ВНИИОЭНГ "Научно-технические достижения

и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности", вып. 9, 1989, М.

2. Фазовое повещение газоконденсатной системы при разбавлении ее азотом и углекислым газом(в соавторстве с В.Н. Мартовой). В ин.сб. ВНИИОЭНГ "Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности", вып. II, 1990, М.

3. Экспериментальное определение коэффициента сверхсжимаемости газоконденсатной-смеси с высокими содержаниями тяжелых углеводородных компонентов, сероводорода и углекислоты. Тезисы докладов Всесоюзно-научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (12-14 ацреля, 1988), Москва.