автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Термогидродинамические основы добычи углеводородов при разработке газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт

На правах рукописи

Гужов Николай Александрович

ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ

Специальность 05.15.06-

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва, 2000

Работа выполнена в ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"

Официальные оппоненты: д.т.н., профессор

Бузинов С.Н.

д.т.н., профессор Басниев К.С.

д.т.н., профессор Горбунов А.Т.

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится декабря 2000 г. в 13 ^ час. на заседании

диссертационного совета Д 070.01.01 по защите диссертации на соискание ученой степени доктора наук в ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ" по адресу: 142717, Московская обл., Ленинский р-он, п. Развилка, ООО "ВНИИГАЗ".

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ВНИИГАЗа. Автореферат разослан: "/£" ноября 2000г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г-м.1

И.

Н.Н. Соловьев

ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность диссертационной работы.

Анализ разработки глубокозалегающих газоконденсатных месторождений (ГКМ), как отечественных, так и зарубежных свидетельствует о сравнительно низких коэффйциентах извлечения жидких углеводородов - в пределах 20-30%, что предопределяет одну из сложнейших проблем в газовой промышленности. Кроме того, для большинства газоконденсатных месторождений характерно снижение продуктивности добывающих скважин вследствие накопления ретроградного конденсата в их призабойных зонах. При этом достаточно остро стоит задача сохранения и улучшения эксплуатационных характеристик скважин.

Рациональная разработка месторождений природных газов, обеспечивающая максимальное извлечение углеводородов из недр, требует создания и применения новых технологий активного воздействия на пласт. При реализации этих технологий необходимо применение эффективных методов контроля за процессами разработки месторождений. Особенно актуальны проблемы создания и внедрения методов воздействия на пласт для газоконденсатных объектов, разрабатываемых в режиме истощения пластовой энергии и вступающих в позднюю стадию разработки. Для таких объектов характерны значительные потери конденсата в пласте, осложнения в эксплуатации скважин и низкий запас пластовой энергии.

При разработке газоконденсатного месторождения в поровом пространстве пласта протекают сложные для описания процессы разделения многокомпонентной газоконденсатной системы на фазы, фильтрации пластовых флюидов, массопереноса и массообмена. При нагнетании в пласт агентов воздействия задачи описания динамики развития пластовых процессов, расчета их параметров и оценки показателей и эффективности различных методов разработки еще более усложняются. В этой связи необходима надежная информация о физической природе и закономерностях пластовых процессов.

Решение этих задач требует проведения комплекса термогидродинамических исследований в широком диапазоне давлений и температур для выявления закономерностей фазового поведения многокомпонентных углеводородных систем, особенностей процессов массообмена и массопереноса при нагнетании в пласт агентов воздействия. Результаты исследований должны послужить основой для расчетных методик, научно-методических и регламентирующих документов, которые необходимы при проектировании новых технологий, направленных на повышение углеводородоотдачи плата.

Цель работы состоит в создании научно-методических основ проектирования новых технологий повышения углеводородоотдачи пласта на базе комплекса термогидродинамических исследований закономерностей пластовых процессов с применением методов математического и физического моделирования.

Основные задачи исследований.

1. Разработка и совершенствование математических моделей для исследования фазового поведения и фильтрации пластовых флюидов при активных способах разработки месторождений.

2. Аналитическое и экспериментальное исследование закономерностей и особенностей фазового поведения газоконденсатных смесей и массообменных процессов при нагнетании в пласт внешних агентов.

3. Изучение механизма вовлечения компонентов выпавшего конденсата в процесс фильтрации и характеристик фильтрационных потоков при нагнетании в пласт газов различного состава и водога-зовых смесей.

4. Изучение динамики охвата объекта воздействием с целью управления процессом разработки при нагнетании агента в пласт.

5. Создание методов описания ретроспективы разработки залежи при дефиците исходной информации.

6. Исследование процессов накопления конденсата в призабой-ных зонах скважин и возможностей повышения их продуктивности путем обработки легкими углеводородными растворителями.

7. Создание методов контроля за процессом разработки при реализации новых технологий воздействия на пласт.

Научная новизна.

Научная новизна представленных в диссертационной работе результатов исследований заключается в следующем.

1. Созданы новые модификации математических моделей и методов физического моделирования фильтрации многокомпонентных углеводородных систем для изучения процессов, протекающих в пласте при активном воздействии на пласт с целью повышения его компонентоотдачи.

2. На основе выполненных исследований по моделированию были получены:

- закономерности фазового поведения углеводородов в зависимости от состава флюидов;1

- распределения насыщенности ретроградным конденсатом по объему порового пространства;

- количественные характеристики извлечения из пласта выпавшего (ретроградного) конденсата и динамика состава продукции;

- распределения состава газа по толщине продуктивного пласта при изменении давления для залежи с большим этажом газоносности применительно к Вукгыльскому нефтегазоко'нденсатному месторождению (НГКМ);

- закономерности испарения выпавшего конденсата в нагнетаемый газ в зависимости от его состава.

3. Предложена форма представления фазовых проницаемостей с учетом состава и свойств сосуществующих углеводородных фаз.

4. Исследованы закономерности выпадения конденсата и его испарения в прискважинной зоне, позволяющие предложить методы обработки призабойных зон скважин с целью восстановления их продуктивности.

5. Применительно к задачам проектирования разработки газо-конденсатных месторождений с реализацией новых технологий воздействия на пласт предложены методики, позволяющие:

- проводить оценку технологических показателей;

- на основе анализа состава продукции скважин оценивать коэффициент охвата пласта;

определять эффективность процесса испарения;

- оценивать компонентоотдачу пласта с учетом добычи ретроградного конденсата;

- определять удельные расходы газа при добыче ретроградного конденсата;

- рассчитывать динамику изменения продуктивности скважин на месторождении в ходе газовой репрессии на пласт;

- прогнозировать добычу углеводородного сырья, в том числе на длительную перспективу.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Модификации математических моделей для исследования фазового поведения и фильтрации многокомпонентных углеводородных смесей при активных методах разработки газоконденсатных месторождений.

2. Результаты экспериментальных исследований и математического моделирования фазового поведения газоконденсатных смесей и массообменных процессов при нагнетании в пласт внешних агентов и полученные на основе этих исследований закономерности.

3. Методы прогноза показателей разработки месторождения с учетом реальных особенностей объекта.

4. Методика контроля за процессом разработки при внедрении методов воздействия на газоконденсатный пласт для повышения эффективности его эксплуатации.

5. Результаты исследования механизма накопления конденсата в прискважинных зонах и возможносгей повышения продуктивности скважин путем обработки легкими углеводородными растворителями.

6. Результаты исследования эффективности эксплуатации газо-конденсатной залежи на поздней стадии разработки в режиме хранилища-регулятора, подтвержденные в ходе опытно-промышленных исследований на полигонах "Конденсат-2" и "КонденсаТ-3" Вук-тыльского месторождения.

Практическая ценность.

1. Разработаны методические руководства по проектированию разработки месторождений с применением технологий повышения компонгптоотдачи пластов.

2. Реализована методика прогноза параметров разработки месторождения с применением активных методов воздействия на пласт.

3. Внедрена методика контроля за процессом воздействия на пласт.

4. Предложены, и применяются в промысловой практике, методы восстановления недостающей информации на основе термодипами-ческого ретроспективного анализа.

5. Внедрен способ воздействия легкими у1леводородными растворителями на призабойную зону для повышения продуктивности газоконденсатных скважин.

Внедрение результатов работы. Выполненная работа решает крупную проблему повышения эффективности разработки нефтега-зоконденсатных месторождений, вступивших в позднюю стадию эксплуатации.

Результаты диссертационной работы использованы при подготовке "Технологической схемы эксплуатации Вуктыльского нефте-газоконденсатного месторождения в режиме хранилища-регулятора", в проектах эксплуатации опытных полигонов "Конден-сат-2" и "Конденсат-3" Вуктыльского НГКМ и в других технологических документах по разработке месторождений Тимано-Печорской провиниии.

Результаты, полуденные автором, применяются при контроле за процессом воздействия на пласт на полигонах Вуктыльского неф-тегазоконденсагного месторождения, прогнозе продуктивных ха-

рактеристик и выборе режимов обработки газокондепсатных скважин Западно-Согшссского месторождения. Методические разработки и результаты вошли в шесть методических рукоьодств, утвержденных руководсгвом "Г азпрома".

Апробация работы. Основные положения, вошедшие в диссертационную работу, докладывались на отраслевых совещаниях, заседаниях НТС и Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром", заседаниях НТС ОАО "Севергазпром" и Ученых совелов • ВНИИГАЗа и Севернипигаза, а также на международных конференциях и газовых конгрессах.

В частности, результаты доложены и обсуждены.

- на конференциях по проблемам разработки гаюконденсатных месторождений, состоявшихся в 1990,1992,1995 и 1998 г.г. в г. Ухте;

- на конференции "Разработка и эксплуатация газокондепсатных месторождений на завершающей стадии", г. Вуктыч, 1993 г.;

- на международной конференции в г. ЛугачеЬицы (Чехия), 1996 г.;

- на международных конференциях по проблемам газовой промышленности в Каннах, 1995г., и Сан-Диего 1998 г.;

- на международном семинаре во ВНИИГАЗе, г. Москва, 1997 г.;

- на мировых газовых конгрессах в Копенгагене, 1997г., и Ницце, 2000г.

Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 54 опубликованных работах, в том чисче двух патентах и двух авторских свидетельствах на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, основных выводов и списка литературы, объемом 474 страниц машинописного текста, сключает 168 рисунков и 42 таблицы. Список литературы состоит из 216 наименований.

Работа выполнена в отделе повышения углеводородоотдачи пласта ВНИИГАЗа.

Автор выражает глубокую благодарность создателю научной школы повышения углеводородоотдачи пласта доктору технических наук профессору P.M. Тер-Саркисову за помощь в постановке задач, полезные соьеты и обсуждение результатов работы, доктору технических наук профессору А.И. Гриценко и доктору технических наук В.А. Николаеву за помощь в работе над диссертацией и постоянное внимание, кандидату технических наук В.Г. Подюку за конструктивное сотрудничество и содействие в практической реализации результатов, кандидату физико-математических наук Г.П. Цибульскому за помощь в создании математического обеспечения,

кандидатам технических наук М.И. Фадееву, Б.В. Макееву, М.А. Пешкину, С.Г. Рассохину и всем сотрудникам отдела повышения углеводородоотдачи пласта ВНИИГАЗа за помощь в проведении исследований и оформлении диссертации, специалистам ООО "Севергазпром": кандидату технических наук A.A. Захарову, B.JI. Вдовенко, C.B. Шелемею, Г.И. Лисичкину, В.Р. Родыгину, Ю.С. Рабкину, В.В. Иванову и сотрудникам филиала ВНИИГАЗа "СеверНИПИгаз": О.Н. Соловьеву, H.H. Трегуб, М.А. Гильфанову, кандидатам технических наук Е.А. Сгшридовичу, Н.В. Долгушину, Е.М. Гурленову, A.B. Назарову, Г.В. Петрову за совместную работу, проведение промысловых исследований и внедрение результатов.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность, внедрение результатов и апробация работы. Большой вклад в развитие методов математического и физического моделирования термогидродинамических процессов в многокомпонентных пластовых углеводородных системах, исследование закономерностей этих процессов и создание на этой основе теории разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа внесли М.Т. Аббасов, О.Ф. Андреев, З.С. Алиев, К.С. Басниев, А.И. Бруси-ловский, С.Н. Бузинов, Ю.Н: Васильев, A.C. Великовский, Ш.К. Ги-матудинов, А.И. Гриценко, А.Т.Горбунов, В.М. Ентов, Ю.В. Жел-тов, Ю.П. Желтов, Т.П. Жузе, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, О.В. Клапчук, Ю.П. Коротаев, С.А. Кундин, А.К. Курбанов, Б.И. Леви, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, А.Ю. Намиот, В.А. Николаев, В.Н. Николаевский, Ф.Г. Оруджалиев, Т.Д. Островская, Г.В. Рассохин, М.Д. Розенберг, Я.Д. Саввина, Г.С. Степанова, Н.Г. Степанов, Б.Е. Сомов, И.Н. Стрижов, P.M. Тер-Саркисов, H.A. Тривус, О.Ф. Худяков, Г.П. Цыбульский, Э.Б. Чекалюк, М.Х. Шахназаров, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгля, В.В. Юшкин и многие другие.

Из зарубежных ученых следует отметить существенный вклад К. Ватсона, Д. Каша, К. Коутса В. Лэси, М. Маскета, К. Питцера, X. Римера, Д.Робинсона, Д. Прауснитца, О. Редлиха, Б. Сейджа, Д. Соаве, К. Старлинга, М. Стендинга, А. Фирузабади, С. Хелдена, В. Эдмистера и многих других.

В первой главе проводится анализ современного состояния термогидродинамнчсских исследований в области разработки газо-конденсатных месторождений, и на его основе формулируются задачи исследований.

Методы повышения углеводородоотдачи газоконденсатных пластов направлены на снижение потерь жидких углеводородов за счет поддержания пластового давления (полного или частичного), либо на извлечение ранее выпавшего конденсата. По механизму воздействия на ретроградный конденсат методы его извлечения можно разбить на две группы. Первая группа методов направлена на вовлечение ретроградного конденсата в процесс фильтрации в составе жидкой фазы. Вторая группа методов базируется на извлечении углеводородов ретроградного конденсата в составе газовой фазы.

Таким образом, фазовое разделение углеводородных смесей, межфазный массообмен и изменение свойств фаз, определяющих их подвижность, характерны для всех способов разработки газокон-денсатных месторождений.

В этой главе рассмотрены опубликованные результаты исследований фазового поведения углеводородных систем и фильтрации многокомпонентных смесей при воздействии на газоконденсатные залежи. Выделены следующие основные направления исследований:

- изучение закономерностей фазового поведения газоконденсат -ных смесей, а также исследования особенностей процессов ретроградной конденсации и испарения углеводородов в свободном объеме (сосудах РУТ-соотношений) и в пористой среде;

- изучение процессов взаимодействия углеводородных систем с различными углеводородными и неуглеводородными агентами при многоконтактном или одноконтактном их смешении;

- создание методов расчета фазового поведения многокомпонентных смесей и их парожидкосгного равновесия;

- моделирование псевдокомпонентами высококипящих углеводородов (фракций группы С5+) газоконденсатных смесей;

- исследование термогравитационного распределения углеводородов в газоконденсатных пластах с большим этажом газоносности.

Описанные в опубликованных работах результаты исследований позволяют заключить, что к настоящему времени в достаточной мере изучены общие закономерности поведения газоконденсатных смесей. Разработаны методы расчета фазового состояния многокомпонентных сисгем, обеспечивающие достаточную для прикладных целей точность расчета физических параметров. Получен большой объем сведений по фазовому поведению углеводородных смесей при их взаимодействии с агентами воздействия. Созданы методы представления состава природных углеводородных смесей для проведения аналитических расчетов фазового состояния п методы

расчета распределения углеводородов в газоконденсатных пластах значительной толщины и изменения компонентного состава по толщине пласта.

Тем не менее, применительно к проблеме повышения углеводо-родоотдачи газоконденсатных систем в области термодинамического изучения и фазового поведения имеется целый ряд нерешенных задач и неизученных вопросов.

В частности, необходимо дальнейшее совершенствование методики расчета фазового поведения многокомпонентных систем в процессах, связанных с непрерывным изменением состава системы и соответствующим переходом от двухфазного состояния к однофазному (гли закритическому) и обратно. Наиболее детально изучены закономерности фазового поведения газоконденсатных систем в окрестности давления начала конденсации и в области ретроградной конденсации. Информации о поведении этих систем при давлении максимальной конденсации и в области прямого испарения существенно меньше.

Недостаточно изучены в этой области влияние пористой среды и содержания в смеси промежуточных углеводородов С2-С4 на испа-' рение высококипящих компонентов ретроградного конденсата. Закономерности фазового поведения при взаимодействии с нагнетаемыми агентами применительно к нефтяным системам изучены в гораздо большей степени, чем к газоконденсатным.

Отмеченные нерешенные задачи диктуют необходимость проведения исследований закономерностей процессов массообмена и массопереноса при воздействии на пласт. При выборе метода воздействия на пласт и режима разработки на конкретном объекте необходимо изучение особенностей пластовой системы во взаимодействии с нагнетаемыми в пласт агентами в широком диапазоне термобарических условий.

За последние несколько десятилетий исследований в области разработки газоконденсатных месторождений накопился значительный объем работ, касающихся различных аспектов фильтрации газоконденсатных смесей в пористых и трещинно-пористых коллекторах. В качестве основных направлений исследований фильтрации газоконденсатных смесей в анализе выделены следующие:

- математическое моделирование фильтрации многокомпонентных смесей в пористых и трещиновато-пористых коллекторах (которое предполагает построение математических моделей фильтрации и разработку методов решения дифференциальных уравнений фильтрации);

- физическое моделирование пластовых процессов при нагнетании в пласт агентов воздействия;

- смешивающееся вытеснение газоконденсатных смесей углеводородными и неуглеводородными агентами; .

- особенности фильтрации газоконденсатных смесей в условиях понижающегося давления, накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин;

- многофазная фильтрация газоконденсатных смесей и воды.

Как следует из анализа результатов опубликованных исследований, в целом для решения проблемы повышения углеводородоот-дачи пластов, в основном создана методология экспериментальных исследований, математического моделирования и программного обеспечения. Ряд процессов, характерных для активных методов разработки месторождений углеводородов, прошел стадию экспериментального изучения и математического моделирования.

Следует, тем не менее, отметить существенно меньшую изученность этих процессов для газоконденсатных залежей по сравнению с нефтяными. Вследствие сложности рассматриваемых процессов и трудоемкости их экспериментального и математического моделирования в большинстве случаев исследования затрагивают узкую область термобарических условий пласта и ограниченный набор исходных составов газоконденсатных систем.

Закономерности и особенности процессов фильтрации при различных модификациях сайклинг-процесса, продвижении по пласту воды или водогазовых смесей, нагнетании в пласт углеводородных растворителей, газов или неуглеводородных агентов изучены к настоящему времени недостаточно. В то же время сопоставительный анализ эффективности этих процессов в широкой области давлений необходим для каждого конкретного объекта при выборе рационального способа разработки, диапазона давлений и метода воздействия на пласт.

Интенсивно развиваются в настоящее время методы математического моделирования фильтрационных процессов применительно к проблеме повышения конденсатоотдачи пластов. Однако, в этой области также есть ряд нерешенных вопросов. В частности, требуют дальнейшей проработки вопросы определения фазовых проницаемостей для флюидов переменного состава, требуется дальнейшее развитие методов согласования показателей процесса в пласте с параметрами режима разработки.

Необходимо решение задач расчета фазового поведения многокомпонентных смесей в процессе фильтрации, адекватного пред-

ставления параметров конкретной залежи в математических моделях, особенно при дефиците исходной информации, обеспечения варьирования режима разработки на всех ее этапах при математическом моделировании. Необходимо также дальнейшее изучение закономерностей пластовых процессов при заводнении пласта и водога-зовом воздействии, процессов массообмена и фильтрации при нагнетании в пласт углеводородных и неуглеводородных газов.

Представляют также актуальность более детальные исследования процессов, протекающих в призабойной зоне скважин, для разработки методов повышения их эффективности.

Во второй главе приведено описание методики расчета фазового состояния многокомпонентных углеводородных смесей применительно к моделированию процессов взаимодействия легких углеводородных растворителей с пластовой углеводородной системой. Методика основана на применении уравнения состояния Пенга-Робинсона и методов совместного решения нелинейных алгебраических и дифференциальных уравнений.

Уравнение состояния имеет вид:

Ю -____'•'( 7)______, (1)

У-Ь У{У+Ь)+ЦУ-Ь) где V- мольный объем, Р - давление, Т- температура, К - универсальная газовая постоянная.

Коэффициенты а и Ь уравнения состояния чистого вещества определяются через критические температуру (7с) и давление (Рс).

При вычислении коэффициентов уравнения (1) для однородной многокомпонентной смеси (фазы) применяются правила смешения, использующие коэффициенты (а,- и Ь} индивидуальных компонентов смеси:

I I ///7л /^(7)лх(7) .(1-С1), (2)

у = 1 к = 1

(3)

7 = 1

где П] - мольные доли компонентов; Сд - эмпирические коэффициенты парного взаимодействия.

Расчет параметров равновесного состояния двухфазной Ь -компонентной смеси при заданных давлении, температуре и составе сводится к решению системы 2Ь+3 уравнений относительно 2Ь+3 неизвестных: К,, Уж, IV, X/,..., Хц У/,..., Ун-

ЩУг, Т, У),.., У и = Л(УЖ, Т, Х1,..,Хь), (1=1,....Ь), (4)

Z¡ = 1УУ + (1 - ИОХ, 0=1.....Ь), (5)

£Л} = 1, (6)

ы

Р(Уг, Т, У/,..., У о = Р(УЖ, Т, X!,..., Х1)-Р, (7)

где Z¡, Хи У, - мольные концентрации смеси, жидкой и газовой фаз, соответственно; Уг и У% - мольные объемы фаз; IV - мольная доля газовой фазы в смеси; Ри Л - давления и летучести компонентов в фазах, соответственно.

Вследствие нелинейности уравнений (4) и (7) система уравнений равновесия не имеет общего аналитического решения и решается численным итерационным методом с дополнительным анализом типа решения при переходе смеси в однофазное или закритическое состояние.

Для повышения точности расчета мольного объема жидкой фазы уравнение состояния приводилось к кубической форме вида:

v7 + (4В - i)v2 + (2& - 4В + A)v - 2В2 = 0, (8)

аР D ЬР „ , , где А= ——; В=—; Z- коэффициент сверхсжимаемости смеси;

КГ RT v = Z-В.

Вычисление коэффициентов и корней уравнения проводилось с двойной точностью.

Приведенный алгоритм дает возможность расчета параметров термодинамического поведения многокомпонентной смеси в отдельных точках или вдоль некоторой траектории в пространстве независимых переменных (Р, Т, Zi.....Z£).

В математической формулировке дифференциальных процессов с непрерывным уменьшением давления и изменением состава системы при постоянном объеме, система уравнений (4-7) дополняется условием неизменности объема системы

V(KP, T,Z,,...,Zi.)= N f\VVr + (1 -W)Уж] =Vo = const, (9) ■ где N - текущее число молей в системе, и дифференциальными уравнениями изменения состава системы

¡= 1.....1

где т - параметр протяженности процесса (приведенное время); qз,qo - заданные скорости (в молях) закачки и отбора; состав закачиваемой смеси.

Параметр /? определяет соотношение отборов газовой и жидкой фаз и может задаваться в виде функции от относительного объема фаз.

Давление в этом случае становится уже не задаваемым, а рассчитываемым параметром при решении системы уравнений (4-10).

Основанная на вышеописанной системе уравнений методика расчета параметров фазового равновесия снабжена набором управляющих алгоритмов, позволяющих различными способами выбирать независимые переменные и способы их изменения с автоматической перегруппировкой системы уравнений, что позволяет выполнять расчет вдоль широкого набора траекторий в пространстве термодинамических переменных. Автоматизированная группировка, расчетных составов фаз в терминах "псевдокомпонентов" упрощает анализ полученных результатов и их наглядное представление в виде двойных и тройных диаграмм фазового состояния. Достаточно полный набор необходимых для расчета параметров индивидуальных веществ и углеводородных фракций сконцентрирован в созданной базе данных. ;

Сопоставление приведенных в работе результатов экспериментов -и расчетов подтвердило достаточную для инженерных и исследовательских целей точность расчетной методики по широкому набору параметров.

Для представления состава высококипящей части природных углеводородных систем при дефиците исходной информации использован метод, основанный на типовом распределении концентраций в виде функции с ограниченным набором параметров. Параметры распределения определяются из условий согласованности со всей исходной информацией по изучаемой системе.

Удовлетворительные результаты применения такой методики определения начального состава системы для расчета изменения состава газа при дифференциальной конденсации получены автором при моделировании газокоНденсатных систем Вуктыльского, Заполярного, Печорогородского, Оренбургского, Уренгойского, Хасси-

Р'Мельского (Алжир), Западно-Соплесского, Печорокожвинского и других месторождений.

На основе анализа с применением тройных диаграмм фазового взаимодействия с газоконденсатной системой газа, обогащенного этан-пропан-бутановой фракцией различного состава, на примере Вуктыльского месторождения определены границы эффективного применения метода извлечения ретроградного конденсата, основанного на вовлечении в процесс фильтрации пластовой жидкой фазы. | В частности, показано, что применение обогащенного газа как агента воздействия перспективно при давлениях выше 7-10 МПа. При I более низком давлении более эффективны процессы, основанные на испарении компонентов выпавшего конденсата в газовую фазу.

Проведено на основе математического и физического моделирования исследование влияния содержания промежуточных компонентов (фракции С2-С4) на равновесный состав газа. Экспериментальная часть исследований в постановке автора выполнена в соавторстве с В.А. Николаевым, М.А. Пешк'иным и С.Г. Рассохиным. Показано, что в области высоких давлений повышение содержания этих компонентов в газе влечет за собой увеличение содержа- , ния тяжелых углеводородов (фракции С5+). При давлении, меньшем зависящего от температуры и состава газоконденсатной системы давления инверсии, находящегося в диапазоне 8-15 МПа для различных смесей, направление этого влияния меняет знак.

При исследовании селективного влияния каждого из промежуточных углеводородов на содержание высококипящих углеводородов в газовой фазе показан аддитивный характер этого влияния.

Исследовано влияние начального содержания жидкой фазы в пластовой смеси на состав газовой и жидкой фаз на ветви прямого испарения. Показано, что повышенное содержание промежуточных углеводородов, в частности, этана, может служить диагностирующим признаком для установления наличия жидкой фазы в исходной смеси.

Для залежи с большим этажом газоносности на примере Вуктыльского месторождения проведен термодинамический анализ распределения компонентов газоконденсатной смеси по толщине продуктивного пласта. Совместный анализ результатов термодинамических расчетов, промысловых исследований скважин и их статистическая обработка позволили выделить влияние глубины газоот-дающего интервала на зависимость содержания конденсата в газовой фазе от давления при дифференциальной конденсации.

Для аналитической аппроксимации и статистической обработки результатов физических экспериментов, численных расчетов и промысловых исследований разработан метод, основанный на аппарате регрессионного анализа и основных идеях метода группового учета аргумента (МГУА):

Множество аппроксимируемых данных разбивается на 2 последовательности: обучающую - по которой вычисляются свободные парамегры модели с применением метода наименьших квадратов (МНК) - и экзаменующую - по которой рассчитывается критерий качества модели.

Оптимальная модель ищется на следующем множестве функций:

да;.....(п)

У=1

где Ь -число регрессоров, <р„- обобщенные регрессоры вида: <р.= ПХкЛ', ил = о,±1±г... (12)

Направленное усложнение модели осуществляется варьированием числа регрессоров Ь и матрицы показателей степени {у>к}.

Периодически производится пробное функциональное видоизменение переменных с отбраковкой или закреплением изменений в ходе поиска аппроксимирующей функции. Генерация изменений производится с использованием датчика случайных чисел, а выбор пути развития модели определяется с использованием принципа посева и селекции. Таким образом искомая зависимость определяется в ходе самоорганизующегося процесса, в котором конструируются и сравниваются десятки тысяч аппроксимирующих функций.

Применение этого метода при обработке результатов численного моделирования взаимодействия легких углеводородных растворителей с газоконденсатной системой позволяет представить их зависимости от определяющих факторов в наиболее наглядном и удобном для последующего использования виде.

В третьей главе приведено описание математических моделей фильтрационных процессов, а также результатов математического и физического моделирования воздействия на газоконденсатный пласт.

Основной моделью, используемой в работе при исследовании проблем повышения конденсатоотдачи пласта, является двухфазная композиционная модель с учетом фазовых превращений многокомпонентной смеси. 16

Работа по ее созданию проводилась автором в содружестве с B.C. Митлиным, Г.П. ЦыбуЛьским и P.M. Тер-Саркисовым. Модификация модели для обеспечения возможности учета реальных условий промысла выполнена совместно с М.И. Фадеевым.

Изотермическая фильтрация многокомпонентной углеводородной смеси в случае локального термодинамического равновесия фаз, справедливости обобщенного закйна Дарси, в пренебрежении влиянием гравитационных, капиллярных и диффузионных сил описывается системой дифференциальных уравнений

dKktygradP) = Л1 = |.....Lh (13)

St

где р.= ГгРг Ул-жРж Х.\ цгМг ' Ижмж

Мж Мг

s=\-sr.

Условные обозначения: к,- константа равновесия /-го компонента; zi-мольная доля /- го компонента в смеси; у,-, xi- мольные доли / - го компонента в газовой и жидких фазах; v- мольная доля газовой фазы; Гг,гж- плотности газовой и жидкой фаз; тг,тж- вязкости газовой и жидкой фаз; к - абсолютная проницаемость пласта; т - пористость пласта;

fr,fx- относительные фазовые проницаемости газовой и жидкой фаз;

h - эффективная мощность пласта;

Мг,Мж- молекулярные массы газовой и жидкой фаз;

Mi - молекулярная масса /- го компонента;

S- насыщенность порового объема жидкой фазой;

N- мольная плотность смеси;

Р- давление;

t- время.

Искомыми функциями являются давление, и мольные доли компонентов смеси. Для построения замкнутой системы уравнений многокомпонентной фильтрации необходимо задать соотношения для определения плотностей, вязкостей и составов сосуществующих фаз.

Для определения состава и физико-химических свойств сосуществующих фаз применялся алгоритм, описанный в предыдущей главе. Реализована также версия расчетной методики, в которой плотности и вязкости фаз, а также константы равновесия компонентов вычисляются с помощью интерполяционных полиномов.

Независимыми переменными интерполяции являются давление

и один параметр состава:

■ « .

С^ + Су + и

где О и Сз - соответственно доли промежуточных и тяжелых компонентов в смеси. Параметр б определяется так, чтобы составы газовой и жидкой фаз пластовой системы соответствовали одному и тому же значению /?, и является функцией давления. Опорные таблицы интерполяции при этом рассчитываются на предварительном этапе.

Фазовые проницаемости задаются в двух формах: в первой они зависят только от насыщенностей, во второй - также и от состава пластовой смеси.

( * У . fr- = ( * 1 iSр Sр Г (14)

{^, г \-Sr \ )

Гж =

где 5"ж и Б'г - критические насыщенности жидкой и газовой

фаз.

В первом случае параметры Б'ж, Б'г и у - постоянны. Во втором- их зависимость от состава учитывается через коэффициент поверхностного натяжения с, определяемый по формуле Маклеода-Сагдена. Форма зависимостей подбирается таким образом, чтобы при а—>0 функции (14) переходили в прямые линии:

ST = ж

ат+сг

srr=

а4+а г=1 + «5* .

'' 5 ж

Коэффициенты ai-as определяются на основе результатов экспериментальных исследований фильтрации углеводородных смесей различного состава.

На границах расчетной области задаются граничные условия первого рода по давлению, либо второго рода по потоку. При потоке, направленном внутрь расчетной области, задается также состав поступающей извне смеси.

Начальными условиями являются распределения давления и состава смеси по узлам расчетной сетки.

При решении уравнений фильтрации для пласта, д^енируемо-^ л го системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, система уравнений переписывается с учетом членов источников и стоков, которые заменяют гранцчные условия на скважинах:

сЩкф,£гас11)+ х 0Э;ЖХ-хэ,у-¥})+ £ о" б(Л'- Хн К- \") тЬ к-,

А у_1 У»А У У У»А У У с>/

¿=0.....4

сЩк^гас!Р)+ £ <? ^(ЛГ-Л-^, г- + £ 0";8(Х- х"г г- у1/) = /пЛ—, (15)

у 3 ] ^\ у 7 У

где ТУэ и М/ - число эксплуатационных и нагнетательных скважин; Л"^, У?- координаты эксплуатационных скважин; X"., Н'-

координаты нагнетательных скважин; - дельта-функция Дирака.

Система уравнений аппроксимируется в узлах прямоугольной равномерной по каждой из координат сетки системой конечно-разностных уравнений.

Поле давлений находится методом переменных направлений. Для решения возникающих при этом систем линейных уравнений с трехдиагональной матрицей применяется метод прогонки. Далее, явным образом находятся поля концентраций из уравнений для компонентов. При расчете фазового равновесия уравнение для определения мольной доли газовой фазы решается методом Ньютона. Коэффициенты проводимостей в половинных узлах вычисляются на "старом" временном слое по правилу "против потока".

Разностная схема является трехслойной, поэтому для вычислений на первом шаге необходимо применять итерационный алгоритм, либо проводить расчеты на первых шагах с постепенным увеличением шага по времени или дебитов скважин.

Данный метод первого порядка точности является неявным по давлению и явным по концентрациям, т.е. условно устойчив по 7л, что накладывает определенные ограничения на шаг по времени и характерную величину градиента давления.

Контроль- за счетом осуществляется путем проверки условий полного и покомпонентного баланса, а также проверки условия консервативности в каждом узле разностной сетки.

Модель реализована в двумерной и одномерной версиях, включая линейный, радиальный и сферически-симметричный случаи.

Для проверки адекватности модели реальному физическому процессу проводилось сопоставление численного решения соответствующей задачи с результатами экспериментов на линейной модели пласта по воздействию на газоконденсатную смесь с выпавшим конденсатом обогащенным газом (газом с повышенным содержанием промежуточных углеводородов С2-С4). Начальные условия в расчете соответствовали экспериментальным значениям давления , температуры и составов газоконденсатной смеси и нагнетаемого газа. На входе в пласт задавались граничные условия постоянства состава закачиваемого газа и скорости нагнетания.

Проводились две группы расчетов. В первой из них фазовые проницаемости задавались функциями только насыщенностей. Во второй - фазовые проницаемости считались зависящими также и от коэффициента поверхностного натяжения ст.

Сопоставление расчетных и экспериментальных данных показало, что введение зависимости фазовых проницаемостей от коэффициента поверхностного натяжения приводит к более адекватному моделированию процесса как в качественном, так и в количествен> ном отношениях. Тем не менее, довольно значительные остающиеся расхождения свидетельствуют о необходимости прямых, прежде всего экспериментальных, исследований влияния свойств сосуществующих фаз на фазовые проницаемости.

В этой же главе приведено описание математической модели трехфазной фильтрации с учетом капиллярных и гравитационных сил, разработанной совместно с A.B. Назаровым. Взаиморастворимость фильтрующихся флюидов учитывается в псевдотрехкомпо-нентном приближении. Фазовые проницаемости воды и газа в модели предполагаются зависящими только от их собственных насыщенностей, а для углеводородной жидкой фазы также и от соотношения насыщенностей по газу и воде.

В модели предусмотрена возможность расчета распределения "меченых" компонентов, что позволяет более детально изучать динамику процесса разработки при воздействии на пласт.

В главе приведены результаты экспериментальных исследований, проведенных совместно с В.Е. Уляшовым, Г.В. Петровым и

Ю.Г. Бураковым, по вытеснению ретроградного конденсата водой и водогазовыми смесями (ВГВ) из карбонатных кернов Вуктыльского месторождения. Показано, что коэффициент вытеснения конденсата 1 возрастает с увеличением начальной конденсатонасыщенности. Эф- | фективность вытеснения при водогазовом воздействии выше, чем при закачке воды. Пороговое значение насыщенности, при котором углеводородная жидкость неподвижна, по результатам опытов оценивается для заводнения величиной и1!0-12_%, а для водогазового воздействия «4-7%. Таким образом, существует такая область насыщенности iiopoBoro пространства жидкими углеводородами, в которой конденсат при движении в пористой среде одной из фаз (воды или газа) остается неподвижным, но приобретает подвижность при их совместной фильтрации.

Анализ выполненных экспериментов показывает, что наблюдаемый на газоконденсатных месторождениях эффект повышения содержания конденсата в продукции скважины в период, предшествующий ее обводнению, в условиях низкой конденсатонасыщенности порового пространства был бы невозможен без участия в этом процессе свободной газовой фазы. Этот эффект может быть объяснен реализацией механизма ВГВ в условиях проявления водонапорного режима, когда часть защемленного газа при снижении давления в обводненной зоне приобретает подвижность.

В главе приведены также результаты математического и физического моделирования частичного сайклинг-процесса на модели пористой среды для исследования рсновных параметров процесса вытеснения пластового газа газом сепарации и обогащенным газом в условиях массообмена за фронтом вытеснения между закачиваемым газом и выпавшей в пласте жидкой фазой. Исследования проведены в сотрудничестве с P.M. Тер-Саркисовым, Б.В. Макеевым, О.П. Шмыглей и М.И. Фадеевым.

Газ сепарации моделировался углеводородной смесью, содержащей 76.3% метана, 11.5% азота и 12.2% промежуточных компонентов. Азот был введен в состав нагнетаемого газа для более точного определения момента его прорыва и оценки длины зоны смеси. Обогащенный газ состоял на 51% из метана и на 49% из углеводородов С2-С4.

Конденсатогазовый фактор (КГФ) исследуемой газоконден-сатной смеси был равен 232 г/м3. Коэффициент извлечения при истощении составил 27%.

В опыте №1 проводилось частичное поддержание пластового давления нагнетанием газом сепарации с коэффициентом возврата ~

50%. Совместный анализ результатов эксперимента и его математического моделирования показал, что при закачке газа сепарации испарение конденсата в нагнетаемый газ приводило к практически полной осушке зоны, непосредственно примыкающей к торцу модели, через который подавался газ. В окрестности выходного торца модели насыщенность жидкостью соответствовала насыщенности в процессе истощения при том же давлении. Длина зоны смеси нагнетаемого и пластового газа составила 30% от длины модели. Коэффициент извлечения конденсата увеличился на ~20%. Таким образом, конденсатотдача в охваченной процессом области пласта может быть повышена в 1.6 - 1.8 раз по сравнению с истощением.

В аналогичном эксперименте №2 с закачкой в модель пласта обогащенного газа с молекулярной массой фракции С2-С4, равной 39 г/моль, при том же коэффициенте возврата величена коэффициента извлечения конденсата и динамика его изменения в пределах погрешности эксперимента соответствовали результатам опыта №1.

С учетом результатов этих двух экспериментов и математического моделирования процесса были выбраны условия проведения эксперимента №3. Состав фракции С2-С4 в обогащенном газе был изменен, его молекулярная масса составила 44 г/моль. Содержание конденсата в исходной смеси было увеличено до 352 г/м3. Частичное поддержание пластового давления нагнетанием обогащенного газа с коэффициентом возврата ~ 50% осуществлялось до давления 12.6 МПа, соответствующего нижней границе области неограниченной смесимости нагнетаемого газа с пластовой жидкой фазой. После этого коэффициент возврата был увеличен до 1, то есть проводилось полное поддержание давления на уровне 12.6 МПа. Вместо обогащенного газа на последней стадии эксперимента закачивался метан. Таким образом, в эксперименте моделировалось воздействие на пласт оторочкой обогащенного газа, продвигаемого по пласту сухим газом. Коэффициент извлечения углеводородов С5+ в этом опыте составил 87%, а его прогнозное значение при дальнейшем истощении - 95%).

Результаты физического и математического моделирования позволяют сделать вывод, что продвижение вытесняющего газа по пласту сопровождается переносом ретроградного конденсата в составе газовой фазы. Каждый элемент массы нагнетаемого газа в начальный период продвижения по пласту насыщается тяжелыми углеводородами из состава жидкой фазы, уменьшая ее содержание вплоть до полного испарения. При дальнейшем движении этот испарившийся конденсат выпадает вследствие снижения пластового

давления, уже увеличивая насыщенность пласта жидкостью по мере своего продвижения.

Этот эффект может оказаться достаточным для возникновения двухфазной фильтрации при увеличении насыщенности выше порога гидродинамической подвижности.

В зависимости от темпа падения пластового давления зона высокой насыщенности жидких углеводородов может подойти к экс-плутационным скважинам, и отбор углеводородов будет осуществляться при двухфазной фильтрации, либо расформироваться, не дойдя до эксплутационных'скважин. В качестве примера на рис.1 приведены расчетные распределения насыщенности в опыте №3.

Таким образом, коэффициент извлечения конденсата при частичном поддержании давления нагнетанием обогащенного газа может изменяться в довольно широких пределах - от значений, характерных для применения газа сепарации (~40%), до почти полного извлечения ~95%.

Поэтому выбор состава нагнетаемого газа и режима нагнетания для каждой конкретной газоконденсатной системы должен осуществляться с учетом ее состава и термобарических условий на основе моделирования процесса воздействия.

80

£ 60

о

О

я 40

к

3

3 20

сз

д

о

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Относительная длина

Рис. 1. Распределение насыщенности жидкой фазы по длине модели пласта в процессе закачки обогащенного газа (опыт №3).

Следует отметить, что результаты математического моделирования для всей серии экспериментов хорошо согласуются с экспериментальными данными.

-Уотб.=0.5 - - Уотб.= 1 -Уотб.= 1.2 1 "" - Р"

/ "Д ■ ■ ■ г

/ V 1

/ 1

В главе приведены также результаты моделирования эффективности закачки сухого неравновесного газа на поздней стадии разработки применительно к Вуктыльскому месторождению.

Как следует из анализа результатов расчета, при снижении пластового давления пластовая газоконденсатная система переходит в область прямого испарения, и при замещении равновесной газовой фазы сухим газом закачки происходит интенсивное испарение высококипящих углеводородов из состава жидкой фазы, что приводит к стабилизации конденсатогазового фактора после прорыва газа закачки к добывающим скважинам.

Нагнетание "сухого " газа в пласт дает возможность при одинаковом снижении пластового давления до 2.0 МПа по сравнению с истощением повысить коэффициент извлечения конденсата от 1.7 до 2.6 раз в зависимости от объема нагнетания. Прирост степени извлечения этан-бутановой фракции составит от 1.5 до 1.8 раз по сравнению с истощением.

На основе решения "профильной" задачи проведено также исследование развития процесса нагнетания сухого газа в пласт по разрезу продуктивной толщи. Расчеты в постановке автора выполнены М.И. Фадеевым. Рассматривался характерный разрез пласта Вуктыльского месторождения. Основную часть продуктивного коллектора составляют московские и серпуховские отложения. Для исследования влияния взаимного расположения интервалов закачки и отбора рассматривалось 4 варианта воздействия.

Первый вариант вытеснения пластового газа сухим предусматривает закачку газа в верхний горизонт московских отложений с одновременным отбором газа из обоих продуктивных отложений.

Во втором варианте закачка и отбор газа производятся как из московских, так и из серпуховских отложений.

В третьем варианте под закачку и отбор газа отводился только первый объект (московские отложения).

В четвертом варианте для повышения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения рассматривался процесс нагнетания сухого газа в верхнюю часть продуктивного пласта (московские отложения), а отбор из нижней его части (серпуховских отложений).

Для сравнения вариантов вытеснения пластового газа сухим в условиях неоднородного пласта-коллектора во всех случаях приняты одинаковые темпы отбора и закачки.

Максимальный допрорывный коэффициент охвата пласта процессом вытеснения (около 0.8 объема пор) достигается во втором варианте, в котором предусмотрено производить отбор и за-

качку газа в оба продуктивных горизонта. Минимальное значение этой величины (0.66 объема пор) получено в варианте 3, в котором отбор и закачка газа производятся только в московские отложения (верхний объект). В этом случае следует ожидать быстрого прорыва газа закачки на эксплуатационную скважину за счет интенсивного продвижения фронта вытеснения по указанному горизонту.

Второй и четвертый варианты вытеснения пластового газа закачиваемым агентом близки по значению коэффициента охвата на соответствующие приведенные моменты времени. Однако в четвертом варианте следует ожидать более низкого коэффициента вытеснения пластового газа сухим за счет эффекта защемления пластового газа в низкопроницаемых блоках нижнего объекта серпуховских отложений в ходе закачки сухого газа в верхнюю часть продуктивного горизонта.

Первый вариант занимает промежуточное положение по изменению коэффициента охвата пласта процессом вытеснения в ходе закачки в продуктивный пласт сухого газа (около 0.75 объема пор).

Таким образом, относительное расположение интервалов нагнетания и отбора газа оказывает влияние на коэффициент охвата пласта и полноту вытеснения пластовых флюидов из низкопроницаемых зон верхнего и нижнего объектов. Повышение эффективности процесса вытеснения за счет реализации оптимального варианта нагнетания и отбора газа из выделенных продуктивных горизонтов позволит повысить коэффициент охвата и увеличить степень извлечения из пласта остаточных углеводородов.

Наиболее предпочтительным с точки зрения полноты вытеснения пластовых флюидов к эксплуатационным скважинам является вариант, предусматривающий закачку и отбор газа в оба выделенных горизонта. При этом достигается максимальный допрорывный коэффициент охвата продуктивного пласта процессом вытеснения.

Четвертая глава работы посвящена методам использования термогидродинамических закономерностей для восстановления недостающей информации, необходимой при выборе метода воздействия на пласт и осуществлении контроля за ходом самого процесса. Вместе с автором исследования в этом направлении вели также P.M. Тер-Саркисов, Б.В. Макеев, В.А. Николаев, М.И. Фадеев.

В ряде случаев по тем или иным причинам часть информации, важной для определения текущего состояния залежи, оказывается утраченной. Особенно это характерно для залежей с незначительными запасами, эксплуатирующихся малым числом скважин (иногда единственной скважиной), для которых промысловые исследования

по контролю за разработкой проводятся по сокращенной программе. Кроме того, даже при достаточно широком наборе промысловых исследований полученные результаты допускают неоднозначную, интерпретацию, особенно на сложных объектах (многопластовых, содержащих рассеянные жидкие углеводороды, имеющих нефтяную оторочку и т.п.).

Многокомпонентные смеси в пласте и в технологической цепи добычи углеводородов и подготовки газа к транспорту проходят ряд взаимосвязанных состояний. Физические параметры и составы сосуществующих фаз и многокомпонентных смесей при их продвижении по всей системе добычи связаны закономерностями, большинство из которых достаточно изучены.

Последовательное применение методов математического и физического моделирования к динамике развития эксплуатации газо-конденсатного месторождения дает возможность построить картину взаимосогласованного изменения совокупности параметров, характеризующих развитие процессов и трансформацию участвующих в них многокомпонентных смесей. Доступные исследователю данные не должны в совокупности противоречить построенной картине явления, что позволяет с большей или меньшей достоверностью восстановить недостающую информацию или сузить диапазон возможного изменения параметров.

Составы сосуществующих смесей должны удовлетворять условиям термодинамического равновесия и соответствовать модели фазового поведения. Движение по пласту и приток к скважине описываются моделями многокомпонентной фильтрации, движение многофазного потока в шлейфах и скважине в настоящее время также может быть описано с достаточной степенью достоверности. Ряд особенностей поведения многокомпонентных смесей могут быть выявлены экспериментально на установке РУТ соотношений или в ходе исследований на моделях пласта.

Таким образом, в каждом конкретном случае существует в принципе возможность восстановить достаточно полную картину поведения газоконденсатных смесей и подтвердить или опровергнуть предположения не только о характере проявления неизвестных факторов, но и оценить значения недостающих параметров.

В главе излагается применение этого подхода к определению характеристик флюидов и к выявлению особенностей многофазного притока к скважине на примерах Западно-Соплесской (Коми Республика) и Карлинской (Республика Чехия) залежей.

Для Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения на основе совместного анализа проб газа из газоконденсатного объекта, газового конденсата, выделенного из газа при его сепарации и проб жидких углеводородов из зоны нефтяной оторочки были определены характеристики и состав пластовых жидких углеводородов переходной и жидкостной зоны. Установлено, что пластовые жидкие углеводороды второго объекта можно охарактеризовать как легкую нефть, находящуюся к началу разработки месторождения в термодинамическом равновесии с газоконденсатной смесью первого объекта.

Результаты расчета составов и физических свойств фаз удовлетворительно согласуются с данными лабораторных и промысловых исследований (см. рис. 2). Результаты определения начального состава залежи и анализа термодинамического состояния пластовых флюидов Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения использовались при проектировании способа доразработки месторождения с целью повышения коэффициента извлечения газообразных и жидких углеводородов на текущей стадии эксплуатации залежи.

400 300

+ «о

и

й 200 х а

X

8- юо

ч о

и

0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Давление, МПа.

Рис. 2. Изменение содержания углеводородов С5+ в пластовом газе Западно-Соплесского НГКМ.

В этой же главе приведен пример восстановления недостающей информации для залежи Карлин - 1, эксплуатирующейся единственной скважиной в условиях резко усилившегося обводнения. На месторождении проводился крайне ограниченный набор контрольных исследований, и основными доступными данными были объемы до-

о

— расчет о промысел

■9

о о

- п—^ и*"

бычи флюидов, устьевое давление и составы продукции в системе

подготовки газа к транспорту.

На основе выполненного анализа были проведены:

- уточнение типа залежи и определение начального состава углеводородной системы;

- оценка остаточных дренируемых запасов углеводородов;

- определение возможной степени влияния на фильтрационные и емкостные свойства пород-коллекторов снижения давления в залежи; ;

- оценка величины снижения продуктивности скважины по газу вследствие выпадения в ее призабойной зоне ретроградного конденсата;

- определение источника поступления воды в скважину;

- разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации скважины, включая предложения по программе дальнейших исследований с целью обоснования целесообразности воздействия на при-забойную зону.

9

20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Пластовое давление, МПа Рис. 3. Зависимость дебита, устьевого и забойного давления от давления в пласте.

Результаты прогнозных расчетов (см. рис. 3) и рекомендации по дальнейшим режимам работы скважины были подтверждены в ходе ее дальнейшей эксплуатации.

Таким образом, применение комплекса взаимосогласованных математических моделей дает возможность восстановления доволь-

но значительного объема недостающей информации на основе анализа ретроспективы разработки залежи.

В пятой главе работы приведены результаты исследований механизма и закономерностей накопления конденсата в призабой-ной зоне эксплуатационных скважин и снижения их продуктивности в ходе этого процесса. Предложены методы восстановления производительности скважины путем обработки прискважинных зон легкими углеводородными растворителями. В проведении этих исследований вместе с автором принимали участие P.M. Тер-Саркисов, А.Н. Шандрыгин, М.И. Фадеев, C.B. Киреев.

При прохождении фильтрующегося пластового газа через элемент пласта с давлением ниже давления начала конденсации в пористой среде выпадает конденсат. В области высоких градиентов давления каждый элементарный объем газа при движении к забою скважины через элемент пористой среды на входе в последний характеризуется более высоким давлением и равновесным содержанием высококипящих углеводородов, чем на выходе из этого элемента и, следовательно, теряет в этом элементе часть конденсата, выпадающего в жидкую фазу. Количественные характеристики этого процесса определяются величиной градиента давлени^ и производными зависимостей равновесных концентраций тяжелых компонентов от давления. По мере увеличения насыщенности скорость фильтрации жидкой фазы увеличивается, и через определенное время устанавливается гидродинамическое равновесие, при котором скорость выпадения конденсата сравнивается со скоростью его фильтрационного движения к скважине. Вследствие цилиндрической симметрии течения максимальные градиент давления! и плотность потока газа реализуются в непосредственной окрестности скважины, где в первую очередь возникает зона двухфазной фильтрации, которая впоследствии постепенно расширяется. В результате этого процесса насыщенность пористой среды жидкостью в прискважинной зоне пласта может значительно превышать среднюю величину по пласту в целом.

Увеличение насыщенности пористой среды жидкой фазой уменьшает фазовую проницаемость ее по газу в зоне пласта у скважины (там, где возникает основное газогидродинамическое сопротивление потоку флюидов) и, следовательно, снижает продуктивность скважины.

Для экспериментального подтверждения вышеописанного механизма накопления конденсата при фильтрации со значительными градиентами был проведен эксперимент на линейной модели пласта.

Газоконденсатная смесь при давлении, превышающем давление начала конденсации (Р=20 МПа), подавалась из установки PVT в модель пласта, предварительно заполненную метаном. После полного замещения метана газоконденсатной смесью, модель отключалась от установки PVT и проводилось независимое снижение давления до 14,0 МПа путем выпуска газа из модели пласта и установки PVT. При этом происходило выпадение ретроградного конденсата, насыщенность пористой среды которым оценивается величиной 6.6%, а, содержание тяжелых углеводородов в смеси уменьшилось со 158 г/м3 до 84 г/м3.

После этого начинался процесс фильтрации газовой фазы, подаваемой из установки PVT, при давлении на входе в модель 14МПа и давлении на выходе Р=13МПа. Столь существенный градиент давления ~ 0.3 МПа на 1 метр длины характерен для фильтрации в призабойной зоне пласта, где, как правило, нарушены условия межфазного равновесия. При этих условиях через модель было прокачано 1.5 м3 смеси, что соответствует ~18 поровым объемам. После того как через модель прошло сравнительно большое количество газоконденсатной смеси и состав ее стабилизировался, она была перекрыта и при практически постоянном давлении Р=14МПа промыта пропаном с измерением состава для контроля итогового баланса углеводородов.

В течение всего процесса измерялся объем выходящей из модели смеси и ее состав. По разнице составов на входе и выходе модели рассчитывалось количество выпадающего конденсата. Текущая средняя насыщенность модели пласта жидкой фазой оценивалась по массе выпавшего конденсата с использованием значений плотности (0.45 г/см3) и коэффициента усадки (0.56), полученных в термодинамическом расчете. Средняя насыщенность достигла 20 %, что более чем вдвое превышает соответствующее давлению эксперимента равновесное значение.

Таким образом, экспериментально показано, что фильтрация газоконденсатной смеси при давлении ниже давления начала конденсации со значительными градиентами давления сопровождается накоплением ретроградного конденсата в пористой среде.

С использованием математической модели многокомпонентной двухфазной фильтрации, исследовался процесс накопления конденсата в прискважинной зоне и влияние на его показатели фильтрационных параметров пласта, состава газоконденсатной смеси и термобарических условий.

При проведении расчетов использовались две версии функционального задания фазовых проницаемостей. В первой из них для простоты предполагалось, что фазовая проницаемость является функцией только от насыщенности. Конкретные параметры этих функций, наиболее важным из которых является критическая насыщенность жидкой фазой (порог гидродинамической подвижности), определяются свойствами системы порода-флюид, прежде всего смачиваемостью. Во второй, более реалистической версии учитывалось также влияние коэффициента поверхностного натяжения на фазовые проницаемости.

Для широкого диапазона изменения абсолютной проницаемости коллектора и различных видов фазовых проницаемостей характерными оказались вид профиля насыщенности конденсатом приза-бойной зоны скважины и динамика его формирования. Выделялась зона "динамической" конденсации, размеры которой и величина максимальной насыщенности определялись, в основном, типом фазовых проницаемостей коллектора, величинами текущего пластового давления и относительного забойного давления, ^она динамической конденсации возникала после достижения пластовым давлением в призабойной зоне скважины значений давления начала конденсации и в дальнейшем сохранялась на всем протяжении периода понижении пластового давления.

Величина насыщенности коллектора жидкостью и профиль насыщенности определяются как фазовыми проницаемостями коллектора, так и динамическими характеристиками процесса фильтрации.

При всех видах фазовых проницаемостей имеется общая тенденция формирования зоны повышенной конденсатонасыщенности при высоких давлениях в окрестности давления максимальной конденсации, то есть в области наиболее сильной зависимости содержания тяжелых компонентов в газовой фазе от давления. По мере снижения давления уменьшается скорость выпадения конденсата, поскольку зависимости концентраций тяжелых компонентов в газе от давления становятся более пологими. При этом скорости накопления и оттока конденсата выравниваются уже на более низком уровне насыщенности. Вместе с тем снижение давления приводит к увеличению равновесной насыщенности жидкостью в удаленной от скважины зоне. Соответственно происходит "размытие" распределения насыщенности - снижение максимального значения и увеличение средней по пласту величины.

Проведенные исследования показали, что накопление конденсата в призабойной зоне скважин может вызывать значительное (до

10 раз) уменьшение продуктивности скважины. Естественное или принудительное изменение фазового состояния газоконденсатной системы может привести к восстановлению продуктивности скважин. Одним из способов такого изменения является обработка при-забойных зон растйорителями для удаления ретроградного конденсата с соответствующим увеличением приведенной проницаемости прискважинной зоны.

Газообразными растворителями могут быть сухой углеводородный газ (метан) и неуглеводородные газы (азот, двуокись углерода, дымовые газы). В качестве жидких углеводородных растворителей используются смеси углеводородов пропан-бутановых фракций в различных соотношениях (в том числе один пропан).

Воздействие на призабойную зону пласта сухим газом такке изучалось на основе математического моделирования. Детально исследовались особенности взаимодействия у забоя скважины сухого газа с пластовой системой, влияние коллекторских свойств пласта и начального состава пластовой газоконденсатной системы на эффективность обработки. Выполнено большое количество расчетов для различных газоконденсатных систем в широком диапазоне исходных данных (давление, депрессия, абсолютные и фазовые проницаемости и т.п.).

При нагнетании в скважину сухого газа основным фактором, уменьшающим насыщенность пласта жидкостью, является испарение промежуточных и тяжелых компонентов из жидкости в нагнетаемый сухой газ и вынос их этим газом за пределы призабойной зоны. В результате обработки конденсат полностью удаляется из зоны радиусом нескольких метров, вследствие чего восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины.

Отбор из скважины газоконденсатной смеси после обработки ее сухим газом сопровождается медленным вторичным накоплением конденсата, что приводит к постепенному ухудшению продуктивных характеристик скважины и снижению ее дебита до значений, близких к значениям до обработки.

Наиболее интенсивное повторное накопление конденсата имеет место для вариантов с более высокими значениями критической насыщенности, уменьшение порога гидродинамической подвижности соотвегственно снижает интенсивность этого процесса. Расчетная продуктивность скважин в результате обработки возрастала в 2.5-4.5 раза, а затем снижалась за период 30-45 суток до значений, превышающих значения до обработки в среднем на 10-15%.

Обработка скважины при давлении выше максимальной конденсации углеводородов сопровождается более интенсивным повторным накоплением ретроградного конденсата, чем в случае обработки скважины при давлениях ниже давления максимальной конденсации.

В проведенных исследованиях показано,, что обработка скважин переходных нефтегазоконденсатных областей залежи дает лишь кратковременный эффект увеличения дебита скважин. Непосредственно после обработки "осушка" призабойной зоны приводит в зависимости от условий к двух - пятикратному увеличению продуктивности скважин, но затем после начала эксплуатации скважин происходит очень быстрое повторное накопление жидкости и восстановление фильтрационных сопротивлений.

Результаты исследований показали, что обработка призабой- ! ных зон скважин жидкими углеводородными раствррителями по- ) зволяет произвести более полную очистку призабойной зоны от рет- : роградного конденсата, чем воздействие сухим газОм. Поскольку эффект повторного накопления ретроградного конденсата у забоя скважины в этом случае также имеет место, этот вариант обработки скважин оказывается более эффективным при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации пластовой углеводородной смеси.

По результатам исследований были подготовлены рекомендации по обработке призабойных зон скважин углеводородными агентами на Западно-Соплесском газоконденсатном месторождении. На рис. 4 приведены данные промысловых исследований изменения коэффициента фильтрационного сопротивления при обработке одной из скважин.

Для повышения продуктивности скважин на месторождении было обработано сухим газом 8 скважин. Из восьми обработанных скважин 6 скважин находятся в газоконденсатной части залежи и 2 в переходной зоне между газоконденсатной частью и нефтяной оторочкой. Положительный результат обработки был отмечен по ,всем 6-ти скважинам, находящимся в газоконденсатной части пласта.

По двум скважинам, расположенным в переходной зоне залежи, обработка не дала положительных результатов вследствие интенсивного повторного накопления ретроградной жидкости на их забоях и фильтрации к скважинам из нефтяной оторочки.

1 1 б) Аде обрабоп ;и

1 Простой в

г и ксплуатацш А Г

Отбор укачанного газа

О 300 600 900 1200 1500 тыс. м

Рис. 4 Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А скв. №17 от объёма газа

а) закачанного в ходе обработки

б) отобранного после обработки

В шестой главе диссертации приведены результаты исследования эффективности применения методов повышения углеводоро-доотдачи пласта на поздней стадии разработки. Вуктыльского неф-тегазоконденсатного месторождения.

Вуктыльское месторождение открыто в начале 1960-х годов. На 01.01.2000 на режиме истощения извлечено_82% загтасов газа и 31% запасов конденсата. По данным исследований ВНИИГАЗа при до-разработке без воздействия на пласт в недрах останется 43 млрд. м3 газа и около 100 млн. т конденсата.

С 1983 г. для повышения эффективности разработки на место- 1 рождении ведутся опытно-промышленные работы по утвержденным Правлением ОАО "Газпром" проектам ВНИИГАЗа: "Конденсат- 1 Г',"Конденсат-2","Конденсат-3", выполненным с участием автора и с использованием разработок, изложенных в диссертации.

На опытном полигоне "Конденсат-2", расположенном в районе установки комплексной подготовки газа №8 (УК)ПГ-8), с 1993 года проводится нагнетание в пласт сухого тюменского газа, неравновесного по отношению к пластовой углеводородной системе. В пределах полигона расположено 10 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Нагнетание осуществляется в основной газоотдаю-щий объект - московские отложения среднего карбона и в бескомпрессорном варианте, поскольку реализация процесса воздействия была начата в период, когда пластовое давление упало до 3-4 МПа.

Основными факторами испытываемой технологи^ являются:

- стабилизация работы добывающих скважин, что обеспечивает повышение отборов газа и конденсата;

- извлечение в промышленных масштабах ретроградной жидкости в течение длительного времени благодаря испарению в закачанный неравновесный газ ранее выпавшего конденсата;

- замещение в пласте жирного газа на менее плотный сухой, что обеспечивает дополнительную добычу ценных компонентов и создает условия для уменьшения давления забрасывания залежи;

- продление периода активного функционирования всей созданной на базе месторождения промышленной и социальной инфраструктуры;

- сочетание доразработки остаточных запасов углеводородов частично истощенного газоконденсатного месторождения с регулированием потребления газа и конденсата при эксплуатации месторождения в режиме регулятора.

Положительны^ результаты, полученные на этом опытном полигоне, послужили основанием для расширения масштабов воздействия на пласт.

С 4997 года начата закачка сухого газа на опытно - промышленном полигоне в районе УКПГ-1 по проекту "Крнденсат-3". В пределах полигона расположено 15 нагнетательных и 23 эксплуатационные скважины. Нагнетание ведется также в бескомпрессорном варианте по всему разрезу продуктивной толщи.

Для контроля за эксплуатацией полигонов с нагнетанием газа автором совместно специалистами ВНИИГАЗа, Севергазпрома и СеверНИПИгаза был разработан и ежегодно уточняется технологический регламент на ведение процесса.

Согласно регламента регулярно проводятся газодинамически^ и газоконденсатные исследования на нагнетательных и добывающих скважинах с определением в динамике составов нагнетаемого и добываемого газов, физико-химических свойств конденсата, фильтрационных параметров призабойных зон скважин, пластовых давления и температуры, объемов нагнетаемого и добываемого газов.

Получаемые промысловые данные используют для расчета компонентных соотношений, доли обратно извлекаемого тюменского газа в добываемой продукции, для расчета добычи жидких углеводородов, включая ретроградную часть, для оценки коэффициента охвата пласта закачанным газом.

Использование не одного-двух, а целого десятка компонентных соотношений дает возможность с большей степенью надежности определять, во-первых, момент прорыва тюменского газа к добывающей скважине, а, во-вторых, отслеживать динамику вытеснения пластовой смеси из зоны воздействия сухим газом.

Покомпонентный учет добычи углеводородов, в том числе ретроградных, и определение доли прорвавшегося нагнетаемого газа,в продукции проводятся как для полигона в целом, так и по отдельным скважинам.

Поток продукции условно разбивается на три составляющих. Пластовый газ - равновесная с жидкой (при текущих термобарических условиях) газовая фаза в зонах пласта, не охваченных процессом вытеснения. Прорвавшейся газ - закачиваемый агент, который испарил часть ретроградных углеводородов из состава жидкой фазы при фильтрации через зону пласта, охваченную процессом вытеснения. Данная часть потока состоит из газа, закачиваемого в пласт, и ретроградной части, а продукция скважины является смесыо всех

трех составляющих, что соответствует следующей системе балансовых уравнений

& пл аРХ} , .= 1 ^

а,1Л+а„+ар=1

где х?р0Д' А/'7» Л/'* составы продукции скважины, пластового и нагнетаемого газов и ретроградной части, соответственно скважиныапл>аН' ар ' мольные доли составляющих продукции.

Неизвестными в уравнениях являются мольные доли пластового, нагнетаемого газов и ретроградной части продукции, а также ее состав .

Для решения данной системы необходимо дополнить ее двумя соотношениями, которые можно получить исходя из физического представления о механизме протекающих в пласте массообменных процессов.

Система уравнений преобразовывалась к виду, в котором нагнетаемый газ считался одним из псевдокомпонентов, его содержание в ретроградной части, естественно, равно нулю. Предполагалось также, чго в ретроградной части отсутствует азот, как наименее растворимый в жидких углеводородах компонент.

Анализ точности разработанного метода определения параметров добычи углеводородов и источников погрешности подтвердил достаточную для инженерных и исследовательских целей точность и надежность подсчета баланса углеводородов в цепи нагнетание - пласт - добыча.

Относительная ошибка при оценке доли обратно извлекаемого газа закачки в ходе процесса вытеснения пластового газа сухим не превышает 5.2%. Максимальная погрешность в определении содержания промежуточных и высококипящих углеводородов ретроградной части в отбираемой смеси (до 7.5% и 2.5%о, соответственно) наблюдается в момент прорыва закачиваемого агента к эксплуатационной скважине. По мере увеличения объема прокачки сухого газа через активную зону продуктивного пласта ошибка в определении этих параметров снижается до величину, не превышающей погрешность, с которой заданы исходные данные.

Предлагаемую методику рекомендуется применять для покомпонентного учета добычи углеводородов и контроля за ходом процесса воздействия на пласт при разработке газоконденсатных месторождений с использованием вторичных методов повышения

углеводородоотдачй пласта. Она адаптирована к условиям Вук-тыльского НГКМ и прошла успешную апробацию при опытно-промышленном внедрении технологии на этом месторождении. Рас-, четная методика имеет широкую область применимости по термобарическим условиям пласта и позволяет надежно-оценивать долю прорвавшегося газа в продукции скважин и покомпонентную добычу ретроградных углеводородов С2+ в общем объеме добычи.

Результаты опытно-промышленных работ подтверждают высокую эффективность технологии, обеспечивающей промышленную добычу обычно образующего неизвлекаемые потери ретроградного конденсата и повышение продуктивности скважин. Например, после повышения доли прорвавшегося тюменского газа,в продукции скв. 129 до 90% конденсатогазовый фактор (КГФ) продукции снизился всего на 59 % (с 48.6 до 20 г/м3). В целом для полигона в районе УКПГ-8 при содержании пластового газа в продукции 56% КГФ сохраняется на уровне 34 г/м3 или 70% от начальной величины за счет добычи испаряющихся ретроградных углеводородов. Удельный расход тюменского газа на добычу 1 т нестабильного конденсата (фракций Сг+) не превышает 14 тыс. м3.

Снижение КГФ продукции полигонов компенсируется существенным повышением продуктивности скважин. К началу 2000 г. она увеличилась в среднем на 20% вследствие испарения конденсата призабойных зон в недонасыщенную газовую фазу.

На 01.01.2000 на двух полигонах (УКПГ-1 и УКПГ-8) закачано 4.1 млрд. м3 сухого тюменского газа. Общая и дополнительная добыча за счет поддержания давления, испарения конденсата и повышения продуктивности скважин за время от начала воздействия на пласт составляет:

- газа всего 5.3 млрд. м3, включая 1.88 млрд. м3 отобранного обратно тюменского газа (46% от закачанного объема) и 0.86 млрд. м3 дополнительно добытого газа (+19%);

- конденсата С5+ всего 238 тыс. т, включая 48 тыс. т дополнительно добытого (+25%);

- фракции С2-С4 всего 899 тыс. т, включая 144 тыс. т дополнительно добытой (+19%);

- фракции С3-С4 всего 454 тыс. т, включая 67 тыс. т дополнительно добытой (+17%).

Масштабы и положительные результаты этих работ объективно придали Вуктыльскому месторождению статус отраслевого полигона для отработки новейших технологий, обеспечивающих суще-

ственное повышение эффективности разработки газоконденсатных залежей.

В процессе опытно-промышленной эксплуатации полигонов на Вуктыльском месторождении создана новая методика контроля за разработкой газоконденсатной залежи с нагнетанием сухого газа, внедрена эффективная автоматизированная система информационного обеспечения, позволяющая на качественно новом уровне осуществлять исследования скважин и вести учет добываемой продукции.

В этой же главе представлены результаты исследования перспектив применения испытанного на полигонах метода повышения эффективности разработки на поздней стадии в масштабе всего месторождения.

По результатам этих исследований ВНИИГАЗом совместно с "Севернипигазом" в 1998г. разработана "Технологическая схема [ эксплуатации Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторожде- • ния в режиме хранилища-регулятора". Проект рассмотрен и рекомендован к реализации Комиссией по месторождениям и подземным хранилищам газа (протокол № 42-Р-ПХГ-К/98 от 8.09.^8).

Для расчета технологических показателей вариантов эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора использовалась математическая модель двумерной многокомпонентной двухфазной фильтрации, описанная в главе 3.

Модель адаптирована к условиям залежи с использованием геолого-промысловой информации, программные средства и алгоритмы модифицированы для обеспечения возможностей автоматизированного учета потерь давления в системах нагнетания газа и сбора продукции.

Дебиты эксплуатационных и нагнетательных скважин аппроксимировались функциональными зависимостями от пластового давления, давлений сепарации и нагнетания.

На основе анализа технологических режимов работы скважин и результатов газодинамических исследований при закачке газа в пласт и отбора продукции была сформирована база данных по системе коэффициентов, определяющих приемистость и продуктивность скважин, а также потери давления в системе промысловых трубопроводов. По результатам контроля за опытно-промышленным внедрением технологии закачки газа в пласт на полигонах "Конденсат-2" и "Конденсат-3" были внесены коррективы как в распределение фильтрационно-емкостных параметров залежи, так и в базу коэффициентов, определяющих работу скважин.

Технологические показатели по рекомендованному варианту предусматривают:

- объем закачки тюменского газа 2.5 млрд. м3/год в течение 10 лет, начиная с 2001 года;

- отбор газа 2.7 млрд. м3/год;

- фонд скважин добывающих 103, нагнетательных 56, контрольно-наблюдательных и пьезометрических 21;

- переработку газа и конденсата с получением товарных продуктов осуществлять на Сосногорском ГПЗ.

Перевод месторождения в режим хранилища-регулятора позволит решить ряд задач:

- улучшить условия эксплуатации месторождения на поздней стадии разработки;

- повысить углеводородоотдачу пласта по С1-С4 на 2.9 млрд. м3, по С3-С4 на 2.3 млн. т, по С5+ на 1.7 млн. т;

- обеспечить на длительный период (25-30 лет) сырьевую базу Со-сногорского ГПЗ;

- компенсировать сезонную неравномерность газопотребления в регионе;

- сохранить на длительный период инфраструктуру крупного промыслового и перерабатывающего комплекса;

- решить текущие социально-экономические и экологические проблемы региона.

Основные выводы

1. Разработаны алгоритмы и модифицирована методика расчета фазового состояния многокомпонентных углеводородных смесей применительно к моделированию процессов взаимодействия легких углеводородных растворителей с пластовой углеводородной системой. Сопоставление результатов проведенных в работе экспериментов и расчетов подтвердило достаточную для инженерных и исследовательских целей точность расчетной методики по широкому набору параметров.

Набор алгоритмов обеспечивает адаптацию исходных данных к характеристикам природных углеводородных смесей, возможности многоцелевого расчета различных траекторий в пространстве термодинамических параметров, представление результатов для анализа в форме двойных и тройных диаграмм с группировкой состава смеси по псевдокомпонентам, а также аппроксимацию полученных результатов в аналитическом виде.

2. Разработаны модификации математических моделей многокомпонентной двухфазной фильтрации с учетом фазового равнове-

сия и трехфазной фильтрации в трехкомпонентом приближении, реализованные в одномерном и двумерном вариантах. Предложена » форма представления фазовой проницаемости, зависящей от по- и верхностного натяжения на границе фаз. Сравнение результатов расчета с экспериментальными данными подтвердило работоспособность и удовлетворительную точность моделей.

3. С использованием методов математического и физического моделирования изучены закономерности фазового поведения углеводородов в зависимости от состава флюидов; определено влияние состава газа на эффективность испарения выпавшего конденсата в нагнетаемый газ; исследовано влияние начального содержания жидкой фазы в пластовой смеси на состав газовой и жидкой фаз на ветви прямого испарения; проведены оценки количественных характеристик извлечения из пласта выпавшего (ретроградного) конденсата и динамики состава продукции при газовом воздействии на пласг; определены границы эффективного применения метода извлечения ретроградного конденсата, основанного на вовлечении в процесс фильтрации пластовой жидкой фазы путем нагнетания обогащенного газа.

4. Для залежи с большим этажом газоносности на| примере Вук-гыльского ГКМ проведен термодинамический анализ распределения состава газокондеисатной смеси по толщине продуктивного пласта. Совместный анализ результатов термодинамических расчетов, промысловых исследований скважин и их статистическая обработка позволили выделить влияние глубины газоотдающего интервала на зависимость содержания конденсата в газовой фазе при дифференциальной конденсации.

5. Выполнены исследования механизма накопления конденсата в I прискважинной зоне, позволившие предложить методы обработки I призабойных зон скважин с целью восстановления их продуктивно- ' сти.

6. Разработаны и приняты в газовой промышленности норматив- I иые научно-методические документы по проектированию разработ- 1 ки газоконденсатных месторождений с применением новых техноло- ' гий воздействия на пласт, позволяющие проводить расчеты технологических показателей разработки, оценивать компонентоот-цачу пласта и удельные расходы газа при добыче ретроградного конденсата, определять динамику изменения продуктивности скважин на месторождении в ходе газовой репрессии на пласт, прогно-жрозать добычу углеводородного сырья как на текущую, так и на длительную перспективу.

7. Выполнены исследования эффективности применения газовых методов воздействия на газоконденсатный пласт на поздней стадии разработки и проведена оценка добычи углеводородов при эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора.

8. В промысловых условиях подтверждены основные положения расчетных м его до в и результатов исследований по моделированию пластовых процессов при локальных обработках прискважинных зон и масштабном вбздействии на пласт.

Основные работы по теме диссертации с 1. Методическое руководство но применению растворителей при разработке нефтяных оторочек газоконденсатных Месторождений / А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркнсов, H.A. Гужов, О.Ф. Андреев, и др. - М.: ВНИИГАЗ, 1983. - 56 с.

2. Методическое руководство по технологии и расчету показателей совместного хранения газообразных и жидких углеводородов в ПХГ' / А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, О.В. Клапчук, H.A. Гужов, и др.- М.: ВНИИГАЗ, 1984. - 60 с.

3. Гужов H.A., Митлин B.C. Об адекватности методов математического и физического моделирования процессов многокомпонентной фильтрации /./ Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа. -М.: ВНИИГАЗ, 1985 г. - С. 198207.

4. Гужов H.A., Митлин B.C. Об эффекте межфазной поверхности в задачах смешивающегося вытеснения многокомпонентных систем // Изв. АН СССР, 1986 .- № 4. - С. 83-91.

5. Результаты исследования эффективности извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе / H.A. Гужов, P.M. Тер-Саркисов, Б.В. Макеев, О.П. Шмыгля //Технологические проблемы освоения ГКМ,- М.: ВНИИГАЗ, 1986. - С. 5-13.

J 6. Методическое руководство по применению методов извлечения конденсата, выпавшего в пласте в процессе разработки (вторичные методы повышения конденсагоотдачи) / А,И. Гриценко, P.M. Гер-Саркисов, H.A. Гужов, Г.А. Зогов, В.А. Николаев, О.П. и др. -М.: ВНИИГАЗ, 1987,- 106 с. vi 7. Методическое руководство по расчету параметров фазового поведения при взаимодействии обогащенного газа с выпавшим в пласте конденсатом. / А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов и др.- М.: ВНИИГАЗ, 1988. - 91 с.

8. Гужов H.A., Назаров .A.B., Бураков Ю.Г. Численная модель трехфазной фильтрации при водогазовом воздействии на газоконденсатный пласт // Проблемы повышения углеводородоотдачи пла-

ста газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1991. - С. 58-65.

9. Гужов H.A., Уляшов В.Е., Бураков КХГ. Анализ эффективности и механизма водогазового воздействия на выпавший в пласте конденсат // Газовая промышленность. -1991,- № 7. - С. 29-30.

10. Эффективность водогазового воздействия на газоконденсат-ный пласт для повышения конденсатоотдачи / В.Е. Уляшов, H.A. Гужов, Ю.Г. Бураков, A.B. Назаров II Народное хозяйство Республики Коми.Т. 1, № ¡.-Ухта: 1992 г.

11. Тер-Саркисов P.M., Гужов H.A., Шандрыгин А.Н. Повышение продуктивности газоконденсатных скважин обработкой их приза-бойной зоны сухим газом // Газовая промышленность. -1994.- № 12. -С. 26-28.

12. Гужов H.A. О влиянии капиллярного давления на параметры J фазового равновесия пласговой системы. // Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений - М.: ВНИИГАЗ, 1995 - С. 122-130.

13. Гужов H.A. Влияние содержания водяного пара в природном ^ газе на его испаряющую способность // Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ , 1995-С. 130-132.

14. Обработка призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными агентами У P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов,

A.Н. Шандрыгин. B.J1. Вдовенко // Газовая промышленность. -1995.-№5.-С. 17-19.

15. Оценка эффективности обработки углеводородными растворителями призабойных зон эксплуатационных скважин в нефтегазо-конденсатных залежах / P.M. Тер-Саркисов, Б.В. Макеев, H.A. Гужов, А.Н. Шандрыгин // Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1995. -С. 81-88.

16. Руководсгво по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин / А.И. Гриценко. P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов,

B.В. Ремизов, В.Г. Подюк, З.А. Николаев и др. - М.: ВНИИГАЗ, 1995.- 65 с.

17. Gritsenko A.I., Ter-Sarkisov R.M., Guzhov N.A., Nikolaev V.A.. Fadetv M.I., Shandrvgin A.N. Thermodynamic of Hydrocarbons evaporation by nonequilibrium gas. // International GAS Research Conference Cannes, France, -1995. - P. 410-418.

!8. Тер-Саркисов P.M., Гужов H.A , Пешкин M.A. Накопление ретроградного конденсата при фильтрации со значительными гра-

диентами давления II Газовая промышленность. - 1996. - № 5. - С. 59-61. !

19. Ретроспективный анализ фазового состояния углеводородной системы / P.M. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, М.И. Фадеев, Б.В. Макеев, В.Г. Подюк // Геохимические методы контроля .при разработке газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1996. - часть II. -С. 19-25.

20. Влияние фазовых проницаемостей коллектора на механизм накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин / P.M. Тер-Саркисов; А.Н. Шандрыгин, Н.А. Гужов, С.В. Киреев // Газовая промышленность. - 1996,-№9/10. - С. 28-31. >■.

21. Тер-Саркисов P.M., Гужов Н.А. Повышение эффективности разработки газоконденсатных месторождений на поздней стадии. // 50 лет газопроводу Саратов-Москва. - М.: ВНИИГАЗ, Т.3.-1996. -С. 20-29.

22. Ter-Sarkisov R.M., Guzhov N.A., Fadeyev M.I. Computation of technological parameters of the underground gas storage during its conversion from the oil field. // New trends in exploration and production of hydrocarbons. Conferencecontributions 1996. - P. 221-227.

23. Gritsenko A.I., Nikolaev V.A., Ter-Sarkisov R.M., Podyuk V.G., Guzhov N.A., Zakharov A. The Project of Retrograde Condensate Production on the Vuktyl Field / Proc. 20th World Gas Conference.-Copengagen.- Danmark.-1997.-10-13 June. - P.

24. Ter-Sarkisov R.M., Guzhov N.A., Fadeyev M.I. Direct Evaporation and Condensate Producing Capacity of the Field with Large Gas-Dearing Layer. / Proceedings of the 1998 International Gas Research conference. San Diego, California, USA, November, 8-11, 1998.-P.

25. Хранилище-регулятор на базе истощенного ГКМ / P.M. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, Н.А. Гужов, В.А. Николаев, М.И. Фадеев // Газовая промышленность. - 1998 .- №8. - С. 66-68.

ui 26. Методическое руководство по расчету добычи углеводородов при разработке газоконденсатных месторождений с нагнетанием газа в пласт. / А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, В.В. Ремизов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев. - М.: ВНИИГАЗ, 1998 г. - 72 с.

27. Оценка точности метода контроля добычи ретроградных углеводородов при вторичной разработке газоконденсатного месторождения / Р.М.Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев// Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 17-26.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Исследования фазового поведения многокомпонентных углеводородных систем.

1.1.1. Изучение закономерностей фазового поведения углеводородных смесей и особенностей процессов ретроградной конденсации и испарения.

1.1.2. Взаимодействие углеводородных систем с различными углеводородными и неуглеводородными агентами при многоконтактном их смешении.

1.1.3. Методы расчета парожидкостного равновесия природных многокомпонентных углеводородных смесей.

1.1.4. Описание псевдокомпонентами фракций высококипящих углеводородов газоконденсатных смесей.

1.1.5. Термогравитационное распределение углеводородов в газоконденсатных пластах значительной толщины. Изменение компонентного состава по голшине пласта.

1.2. Исследования фильтрации многокомпонентных смесей при воздействии на газоконденсатные залежи.

1.2.1. Математическое моделирование фильтрации многокомпонентных смесей в пористых и трещиновато-пористых коллекторах.

1.2.2. Особенности фильтрации газоконденсатных смесей в условиях понижающегося давления. Накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин.

1.2.3. Смешивающееся вытеснение газоконденсатных смесей углеводородными и неуглеводородными агентами.

1.2.4. Многофазная фильтрация газоконденсатных смесей и воды.

1.3. Выводы и постановка задач исследования.

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПЛАСТ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ АГЕНТАМИ.

2.1. Основы методики расчета параметров фазового состояния углеводородных смесей.

2.1.1. Система уравнений для исследования термодинамических процессов.

2.1.2. Моделирование состава природных углеводородных смесей.

2.1.3. Результаты математического и физического моделирования углеводородных систем, обогащенных компонентами С 2 -С4.

2.2. Изучение закономерностей взаимодействия пластовой системы с агентами воздействия.

2.2.1. Особенности построения тройных диаграмм для газоконденсатных систем.

2.2.2. Изучение массообменных процессов при многоконтактной конденсации.

2.2.3. Влияние содержания промежуточных углеводородов на фазовое распределение компонентов в газоконденсатной системе.

2.3. Особенности процесса испарения жидких углеводородов в пористой среде.

2.3.1. Физическое и математическое моделирование процесса.

2.3.2. Сравнительный анализ результатов моделирования влияния пористой среды на процесс испарения.

2.3.3. Влияние начальной насыщенности углеводородной жидкой фазы на равновесный состав фаз.

2.4. Изучение влияния пластового давления и глубины залегания на состав пластового газа.

2.5. Выводы.

3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ АКТИВНЫХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

3.1. Математическое моделирование многокомпонентной двухфазной фильтрации.

3.1.1. Система уравнений фильтрации с учетом фазовых превращений.

3.1.2. Фазовые проницаемости при фильтрации взаиморастворимых систем. Адаптация композиционной модели фильтрации к условиям одномерной физической модели.

3.2. Исследование трехфазного течения в пласте.

-43.2.1. Численная модель трехфазной фильтрации при водогазовом воздействии на газоконденсатный пласт.

3.2.2. Расчет распределения "меченого" компонента при многофазном моделировании.

3.2.3. Анализ механизма водогазового воздействия на выпавший в пласте конденсат.

3.3. Моделирование нагнетания легких углеводородных растворителей в пласт.

3.3.1. Экспериментальное и аналитическое исследование частичного сайклинг-процесса.

3.3.2. Исследование частичного поддержания пластового давления закачкой в пласт газа, обогащенного промежуточными компонентами.

3.3.3. Исследование возможностей доразработки газоконденсатного месторождения с закачкой сухого газа в пласт.

3.4. Изучение охвата залежи по мощности пласта процессом вытеснения.

3.5. Выводы.

4. ВЫБОР МЕТОДА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ПРИ ОГРАНИЧЕННЫХ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ПО ЗАЛЕЖИ.

4.1. Основные требования к подготовке минимально-необходимых исходных данных для восстановления истории разработки нефтегазоконденсатной залежи.

4.2. Принципы применения комплекса взаимосогласованных математических и физических моделей для восстановления исходной информации.

4.3. Восстановление начального состава пластовой жидкой фазы.

4.4. Определение начального состава газоконденсатной смеси и восстановление ретроспективы разработки залежи по данным подготовки газа к транспорту

4.5. Выводы.

5. ТЕРМОГИДРОДИНАМИКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН.

5.1. Особенности моделирования многокомпонентного течения углеводородов в призабойной зоне газоконденсатной скважины.

-55.2. Накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин. Изменение продуктивности скважин вследствие накопления конденсата.

5.2.1. Процесс "динамической" конденсации.

5.2.2. Влияние фильтрационных свойств пластов на течение газоконденсатных смесей.

5.2.3. Влияние термобарических параметров пласта и начального состава газоконденсатных смесей на накопление конденсата.

5.3. Повышение продуктивности газоконденсатных скважин.

5.3.1. Обработка призабойных зон скважин сухим газом.

5.3.2. Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями.

5.3.3. Промысловый опыт повышения продуктивности газоконденсатных скважин путем обработки их призабойных зон сухим газом.

5.4. Выводы.

6. ПОВЫШЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПЛАСТА ПРИ МАШТАБНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПЛАСТ ВУКТЫЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

6.1. Краткая характеристика Вуктыльского месторождения.

6.2. Результаты опытно-промышленной закачки сухого газа в пласт.

6.2.1. Контроль за разработкой полигонов с нагнетанием газа в пласт.

6.2.2. Проект "Конденсат - 2.".

6.2.3. Полигон "Конденсат-3".

6.3. Адаптация геолого-математической и фильтрационной моделей залежи

6.4. Расчет показателей добычи углеводородов при разработке Вуктыльского месторождения в режиме хранилища-регулятора.

6.5. Выводы.

Значительная часть природных запасов углеводородного сырья приурочена к залежам газоконденсатного типа. В отечественной газопромысловой практике такие залежи разрабатываются, как правило, на режиме использования энергии сжатого пластового газа. Анализ разработки глубокозалегающих газоконденсатных месторождений (ГКМ), как отечественных, так и зарубежных свидетельствует о сравнительно низких коэффициентах извлечения жидких углеводородов - в пределах 20-30%, что предопределяет одну из сложнейших проблем в газовой промышленности. Так, в недрах газоконденсатных месторождений России, разработка которых завершена или близка к завершению (Совхозное, Русский Хутор, Вуктыльское и др.) остается до 60-70% стабильного конденсата, основного сырья газобензиновог о и нефтехимического производства, и до 10-15% газа. Только в пласте Вуктыльского месторождения потери углеводородов составят порядка 100 млн. тонн конденсата и около 65 млрд. м3 газа.

Кроме того, для большинства газоконденсатных месторождений характерно снижение продуктивности добывающих скважин вследствие накопления ретроградного конденсата в их призабойных зонах. При этом достаточно остро стоит задача сохранения и улучшения эксплуатационных характеристик скважин.

Рациональная разработка месторождений природных газов, обеспечивающая максимальное извлечение углеводородов из недр, требует создания и применения новых технологий активного воздействия на пласт. При реализации этих технологий необходимо применение эффективных методов контроля за процессами разработки месторождений. Особенно актуальны проблемы создания и внедрения методов воздействия на пласт для газоконденсатных объектов, разрабатываемых в режиме истощения пластовой энергии и вступающих в позднюю стадию разработки. Для таких объектов характерны значительные потери конденсата в пласте, осложнения в эксплуатации скважин и низкий запас пластовой энергии.

При разработке газоконденсатного месторождения в поровом пространстве пласта протекают сложные для описания процессы разделения многокомпонентной газоконденсатной системы на фазы, фильтрации пластовых флюидов, массопереноса и массообмена. При нагнетании в пласт агентов воздействия задачи описания динамики развития пластовых процессов, расчета их параметров и оценки показателей и эффективности различных методов разработки еще более усложняются. В этой связи необходима надежная информация о физической природе и закономерностях пластовых процессов.

Решение этих задач требует проведения комплекса термогидродинамических исследований в широком диапазоне давлений и температур для выявления закономерностей фазового поведения многокомпонентных углеводородных систем, особенностей процессов массообмена и массопереноса при нагнетании в пласт агентов воздействия. Результаты исследований должны послужить основой для расчетных методик, научно-методических и регламентирующих документов, которые необходимы при проектировании новых технологий, направленных на повышение углеводородоотдачи плата.

Большой вклад в развитие методов математического и физического моделирования термогидродинамических процессов в многокомпонентных пластовых углеводородных системах, исследование закономерностей этих процессов и создание на этой основе теории разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа внесли М.Т. Аббасов, О.Ф. Андреев, З.С. Алиев, К.С. Басниев, А.И. Брусиловский, С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев, A.C. Великовский, Ш.К. Гиматудинов, А.И. Гриценко, А.Т.Горбунов, В.М. Ентов, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, Т.П. Жузе, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов. О.В. Клапчук, Ю.П. Коротаев, С.А. Кундин, А.К. Курбанов, Б.И. Леви, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, А.Ю. Намиот, В.А. Николаев, В.Н. Николаевский, Ф.Г. Оруджалиев, Т.Д. Островская, Г.В. Рассохин, М.Д. Розенберг, Я.Д. Саввина, Г.С. Степанова, Н.Г. Степанов, Б.Е. Сомов, И.Н. Стрижов, P.M. Тер-Саркисов, H.A. Тривус, О.Ф. Худяков, Г.П. Цыбульский, Э.Б. Чекалюк, М.Х. Шахназаров, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгля, В.В. Юшкин и многие другие.

Из зарубежных ученых следует отметить существенный вклад К. Ватсона, Д. Катца, К. Коутса В. Лэси, М. Маскета, К. Питцера, X. Римера, Д.Робинсона,

Д. Прауснитца, О. Редлиха, Б. Сейджа, Д. Соаве, К. Старлинга, М. Стендинга, А. Фирузабади, С. Хелдена, В. Эдмистера и многих других.

Во ВНИИГАЗе под руководством профессора P.M. Тер-Саркисова интенсивно развивается направление исследований по созданию технологического комплекса методов воздействия на газоконденсатный пласт с целью повышения его углеводородоотдачи, основанных на использовании агентов и условий их нагнетания, подбираемых с учетом конкретных термобарических условий залежи, состава ее углеводородной системы истории предыдущей разработки и геолого-промысловой характеристики объекта.

Исследованы следующие методы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений: закачка в истощенный газоконденсатный пласт природного газа, обогащенного промежуточными углеводородами, для вытеснения выпавшего в пласте конденсата в составе двухфазной газожидкостной смеси; закачка оторочек жидких углеводородных растворителей для смешивающегося вытеснения выпавшего конденсата; эксплуатация истощенного газоконденсатного пласта в режиме подземного хранилища газа (ПХГ) при переменном пластовом давлении и попутное извлечение с газом испаряющегося конденсата в период отбора газа из хранилищ; закачка конденсата в аварийных ситуациях в подземное хранилище газа и его последующее извлечение; воздействие газом и легкими углеводородными растворителями на призабойную зону газоконденсатных скважин для восстановления их продуктивности; прокачка через истощенный пласт сухого природного газа с цслыо испарения выпавшего конденсата и извлечения его с газом.

По ряду методов проведены промысловые испытания. С 1993 года на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении ведется опытно-промышленное внедрение технологии ВНИИГАЗа, основанной на бескомпрессорной закачке в пласт сухого газа для повышения эффективности разработки месторождения на поздней стадии. Реализуется поэтапный перевод

Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора на основе этой технологии.

В диссертации отражены результаты исследований автора в составе этого направления работ.

Цель работы состоит в создании научно-методических основ проектирования новых технологий повышения углеводородоотдачи пласта на базе комплекса термогидродинамических исследований закономерностей пластовых процессов с применением методов математического и физического моделирования.

Основные задачи исследований.

1. Разработка и совершенствование математических моделей для исследования фазового поведения и фильтрации пластовых флюидов при активных способах разработки месторождений.

2. Аналитическое и экспериментальное исследование закономерностей и особенностей фазового поведения газоконденсатных смесей и массообменных процессов при нагнетании в пласт внешних агентов.

3. Изучение механизма вовлечения компонентов выпавшего конденсата в процесс фильтрации и характеристик фильтрационных потоков при нагнетании в пласт газов различного состава и водогазовых смесей.

4. Изучение динамики охвата объекта воздействием с целью управления процессом разработки при нагнетании агента в пласт.

5. Создание методов описания ретроспективы разработки залежи при дефиците исходной информации.

6. Исследование процессов накопления конденсата в призабойных зонах скважин и возможностей повышения их продуктивности путем обработки легкими углеводородными растворителями.

7. Создание методов контроля за процессом разработки при реализации новых технологий воздействия на пласт.

Научная новизна.

Научная новизна представленных в диссертационной работе результатов исследований заключается в следующем.

1. Созданы новые модификации математических моделей и методов физического моделирования фильтрации многокомпонентных углеводородных систем для изучения процессов, протекающих в пласте при активном воздействии на пласт с целью повышения его компонентоотдачи.

2. На основе выполненных исследований по моделированию были получены: закономерности фазового поведения углеводородов в зависимости от состава флюидов; распределения насыщенности ретроградным конденсатом по объему порового пространства; количественные характеристики извлечения из пласта выпавшего (ретроградного) конденсата и динамика состава продукции; распределения состава газа по толщине продуктивного пласта при изменении давления для залежи с большим этажом газоносности применительно к Вуктыльскому нефтегазоконденсатному месторождению (НГКМ); закономерности испарения выпавшего конденсата в нагнетаемый газ в зависимости от его состава.

3. Предложена форма представления фазовых проницаемостей с учетом состава и свойств сосуществующих углеводородных фаз.

4. Исследованы закономерности выпадения конденсата и его испарения в прискважинной зоне, позволяющие предложить методы обработки призабойных зон скважин с целью восстановления их продуктивности.

5. Применительно к задачам проектирования разработки газоконденсатных месторождений с реализацией новых технологий воздействия на пласт предложены методики, позволяющие: проводить оценку технологических показателей; на основе анализа состава продукции скважин оценивать коэффициент охвата пласта; определять эффективность процесса испарения; оценивать компонентоотдачу пласта с учетом добычи ретроградного конденсата; определять удельные расходы газа при добыче ретроградного конденсата; рассчитывать динамику изменения продуктивности скважин на месторождении в ходе газовой репрессии на пласт; прогнозировать добычу углеводородного сырья, в том числе на длительную перспективу.

Практическая ценность.

1. Разработаны методические руководства по проектированию разработки месторождений с применением технологий повышения компонентоогдачи пластов.

2. Реализована методика прогноза параметров разработки месторождения с применением активных методов воздействия на пласт.

3. Внедрена методика контроля за процессом воздействия на пласт.

4. Предложены, и применяются в промысловой практике, методы восстановления недостающей информации на основе термодинамического ретроспективного анализа.

5. Внедрен способ воздействия легкими углеводородными растворителями на призабойную зону для повышения продуктивности газоконденсатных скважин.

Внедрение результатов работы. Выполненная работа решает крупную проблему повышения эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений, вступивших в позднюю стадию эксплуатации.

Результаты диссертационной работы использованы при подготовке "Технологической схемы эксплуатации Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения в режиме хранилища-регулятора", в проектах эксплуатации опытных полигонов "Конденсат-2" и "Конденсат-3" Вуктыльского НГКМ и в других технологических документах по разработке месторождений Тимано-Печорской провинции.

Результаты, полученные автором, применяются при контроле за процессом воздействия на пласт на полигонах Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, прогнозе продуктивных характеристик и выборе режимов обработки газоконденсатных скважин Западно-Соплесского месторождения. Методические разработки и результаты вошли в шесть методических руководств, утвержденных руководством "Газпрома".

Апробация работы. Основные положения, вошедшие в диссертационную работу, докладывались на отраслевых совещаниях, заседаниях НТС и Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО "Газпром", заседаниях НТС ОАО

Севергазпром" и Ученых советов ВНИИГАЗа и СеверНИПИгаз, а также на международных конференциях и газовых конгрессах. В частности, результаты доложены и обсуждены: на конференциях по проблемам разработки газоконденсагных месторождений, состоявшихся в 1990,1992,1995 и 1998 г.г. в г. Ухте; на конференции "Разработка и эксплуатация газоконденсагных месторождений на завершающей стадии", г. Вуктыл, 1993 г.; на международной конференции в г. Лугачевицы (Чехия), 1996 г.; на международных конференциях по проблемам газовой промышленности в Каннах, 1995г., и Сан-Диего, 1998 г.; на международном семинаре во ВНИИГАЗе, г. Москва, 1997 г.; на мировых газовых конгрессах в Копенгагене, 1997г., и Ницце, 2000г. Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 54 опубликованных работах, в том числе двух патентах и двух авторских свидетельствах на изобретения.

Работа выполнена в отделе повышения углеводородоотдачи пласта ВНИИГАЗа. Автор выражает глубокую благодарность члену-корреспонденту РАН профессору А.И. Гриценко за постоянное внимание и поддержку направления работ, основателю научной школы повышения углеводородоотдачи пласта доктору технических наук профессору P.M. Тер-Саркисову за помощь в постановке задач, полезные советы и обсуждение результатов работы, доктору технических наук В.А. Николаеву за сотрудничество и помощь в работе над диссертацией, кандидату технических наук В.Г. Подюку за конструктивное сотрудничество и содействие в практической реализации результатов, кандидату физико-математических наук Г.П. Цыбульскому за помощь в создании математического обеспечения, кандидатам технических наук М.И. Фадееву, Б.В. Макееву, М.А. Пешкину, С.Г. Рассохину и всем сотрудникам отдела повышения углеводородоотдачи пласта ВНИИГАЗа за помощь в проведении исследований и оформлении диссертации, специалистам ООО "Севергазпром": кандидату технических наук A.A. Захарову, В.Л. Вдовенко, C.B. Шелемею, Г.И. Лисичкину, В.Р. Родыгину, Ю.С. Рабкину, В.В. Иванову и сотрудникам филиала ВНИИГАЗа "СеверНИПИгаз": О.Н. Соловьеву, Ю.В. Илатовскому, H.H. Трегуб, М.А. Гильфанову, кандидатам технических наук Е.А. Спиридовичу, Н.В. Долгушину, Е.М. Гурленову, A.B. Назарову, Г.В. Петрову, A.B. Федосееву за совместную работу, проведение промысловых исследований и внедрение результатов.

7. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработаны алгоритмы и модифицирована методика расчета фазового состояния многокомпонентных углеводородных смесей применительно к моделированию процессов взаимодействия легких углеводородных растворителей с пластовой углеводородной системой. Сопоставление результатов проведенных в работе экспериментов и расчетов подтвердило достаточную для инженерных и исследовательских целей точность расчетной методики по широкому набору параметров.

2. Набор алгоритмов обеспечивает адаптацию исходных данных к характеристикам природных углеводородных смесей, возможности многоцелевого расчета различных траекторий в пространстве термодинамических параметров, представление результатов для анализа в форме двойных и тройных диаграмм с группировкой состава смеси по псевдокомпонентам, а также аппроксимацию полученных результатов в аналитическом виде.

3. Разработаны модификации математических моделей многокомпонентной двухфазной фильтрации с учетом фазового равновесия и трехфазной фильтрации в трехкомпонентом приближении, реализованные в одномерном и двумерном вариантах. Предложена форма представления фазовой проницаемости, зависящей от поверхностного натяжения на границе фаз. Сравнение результатов расчета с экспериментальными данными подтвердило работоспособность и удовлетворительную точность моделей.

4. С использованием методов математического и физического моделирования изучены закономерности фазового поведения углеводородов в зависимости от состава флюидов; определено влияние состава газа на эффективность испарения выпавшего конденсата в нагнетаемый газ; исследовано влияние начального содержания жидкой фазы в пластовой смеси на состав газовой и жидкой фаз на вегви прямого испарения; проведены оценки количественных характеристик извлечения из пласта выпавшего (ретроградного) конденсата и динамики состава продукции при газовом воздействии на пласт; определены границы эффективного применения метода извлечения ретроградного конденсата, основанного на вовлечении в процесс фильтрации пластовой жидкой фазы путем нагнетания обогащенного газа.

5. Для залежи с большим этажом газоносности на примере Вуктыльского ГКМ проведен термодинамический анализ распределения состава газоконденсатпой смеси по толщине продуктивного пласта. Совместный анализ результатов термодинамических расчетов, промысловых исследований скважин и их статистическая обработка позволили выделить влияние глубины газоотдающего интервала на зависимость содержания конденсата в газовой фазе при дифференциальной конденсации.

6. Выполнены исследования механизма накопления конденсата в прискважинной зоне, позволившие предложить методы обработки призабойпых зон скважин с целью восстановления их продуктивности.

7. Разработаны и приняты в газовой промышленности нормативные научно-методические документы по проектированию разработки газоконденсатных месторождений с применением новых технологий воздействия на пласт, позволяющие проводить расчеты технологических показателей разработки, оценивать компонентоотдачу пласта и удельные расходы газа при добыче ретроградного конденсата, определять динамику изменения продуктивности скважин на месторождении в ходе газовой репрессии на пласт, прогнозировать добычу углеводородного сырья как на текущую, так и на длительную перспективу.

8. Выполнены исследования эффективности применения газовых методов воздействия на газоконденсатный пласт на поздней стадии разработки и проведена оценка добычи углеводородов при эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора.

9. В промысловых условиях подтверждены основные положения расчетных методов и результатов исследований по моделированию пластовых процессов при локальных обработках прискважинных зон и масштабном воздействии на пласт.

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М.: Недра, 1982.-407 с.

2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 571 с.

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов ВМ., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа -М.: Недра, 1972. 288 с.

5. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов содержащих неуглеводородные компоненты. М.: Недра, 1986. - 163 с.

6. Басниев К.С., Бедриковецкий П.Г. Гидромеханика вытеснения конденсата и нефти растворителями // Тр. МИНГ им. И.М.Губкина. Механика многокомпонентных систем. 1986. - 200 с.

7. Бенедикт М., Вебб Г., Рубин Л. Эмпирическое уравнение для выражения термодинамических свойств легких углеводородов и их смесей // Фазовые равновесия легких углеводородов. М.: Гостоптехиздат, 1958. - С. 4-10.

8. Брусиловский А.И. Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем // Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. 1985. - Вып. 182. - С. 67-77.

9. Брусиловский А.И. Моделирование фазового состояния и термодинамических свойств природных многокомпонентных систем при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа: Автореф. дис. . д-ра. наук. М., 1994.

10. Брусиловский А.И. Решение автомодельной задачи о нестационарной неизотермической фильтрации N-компонентной системы в пористой среде с фазовыми переходами // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1988. - № 11. - С. 45-49.

11. Брусиловский А.И., Юфин П.А. Численные решения задачи неизотермической многокомпонентной фильтрации с массообменом между фазами в автомодельной и обобщенной постановках // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1989. -№ 1. - С. 47-50.

12. Бузинов С.Н., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. О влиянии пористой среды на фазовые переходы газоконденсатных смесей // Нефтепромысловое дело. -1974. -№ 1. С. 12-15.

13. Бузинов С.Н., Пешкин М.А. Зона смеси фильтрующихся газов в различных пористых средах // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1977. - № 1. - С. 179-181.

14. Бузинов С.Н., Пешкин М.А. Некоторые экспериментальные данные о вытеснении таза газом из пористой среды // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1974. - № 4. - С. 164-168.

15. Бураков Ю.Г., Уляшев В.Е., Гужов H.A. Анализ эффективности и механизма водогазового воздействия на выпавший в пласте конденсат //Газовая промышленность. 1991. - № 7,- С. 29-30.

16. Великовский A.C., Козловцева З.И., Юшкин В.В. Влияние пористой среды на потери конденсата в пласте // Газовая промышленность. 1971. - № 2. - С. 5-8.

17. Влияние фазовых проницаемостей коллектора на механизм накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин / P.M Тер-Саркисов. А.Н. Шандрыгин, H.A. Гужов , C.B. Киреев // Газовая промышленность. 1996. -№9/10. - С. 28-31.

18. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983. - 263 с.

19. Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р. М., Гужов H.A. Термодинамика испарения углеводородов под действием неравновесного газа // Реф. докл. Международной конференции по газовым исследованиям. Франция. - Канны. - 1996.

20. Гужов H.A. Влияние содержания водяного пара в природном газе на его испаряющую способность // Сб. Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 130-132.

21. Гужов H.A.О влиянии капиллярного давления на параметры фазового равновесия пластовой системы // Сб. Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С 122-130.

22. Гужов H.A., Митлин B.C. Об адекватности методов математического и физического моделирования процессов многокомпонентной фильтрации // Сб. Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа. М.: ВНИИГАЗ, 1985. - С.198-207.

23. Гужов H.A., Митлин B.C. Об эффекте межфазной поверхности в задачах смешивающегося вытеснения многокомпонентных систем // Изв. АН СССР. МЖиГ. 1986.-№ 4.-С. 83-91.

24. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984. - 264 с.

25. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976. - 184 с.

26. Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов // О.И. Сер. Добыча. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 135 с.

27. Движение углеводородных смесей в пористой среде / В.Н. Николаевский. Э.Ф. Бондарев, М.И. Миркин, Г.С. Степанова и др.- М.: Недра, 1968. 192 с.

28. Дьярмати. Неравновесная термодинамика. Теория поля и вариационные принципы. М.: Мир, 1974. - 304 с.

29. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов). Препринт №19-5.-М.: ИПН АН СССР, 1980. 63 с.

30. Желтов Ю.В., Латонов В.В. Оценка влияния пористой среды на давление начала конденсации // Газовое дело. 1971. - № 2. - С. 4-7.

31. Забродин П.И., Раковский H.J1., Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968. 224 с.

32. Закиров С.H. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений М.: Струна, 1998. - 628 с.

33. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. - 336 с.

34. Закиров С.Н., Алиев Б.А. Повышение компонентоотдачи пласта // О.И. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1985. - Вып. 4. - С. 2; 26-32.

35. Закиров С.Н., Колбиков C.B., Палатник Б.М. Комплексные адаптирующиеся геологопромысловые математические модели разработки газовых месторождений // Тр. МИНГ им. Губкина. 1989. - Вып. 214. - С. 85-98.

36. Закиров С.Н., Коршунова Л.Г., Нанивский Е.М. Решение двумерной обратной задачи теории разработки газовых месторождений // Сб. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром. - 1975. - №12,- С. - 207-213.

37. Закиров С.Н., Назаров A.B. Моделирование разработки месторождений газа с трещиновато-пористами коллекторами // О.И. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1988. -Вып.4. - 40 с.

38. Ивахненко А.Г. Долгосрочное прогнозирование и управление сложными системами. Киев: Техника, 1975. -178 с.

39. Испарение жидких углеводородов в пористой среде / С.Н. Бузинов, Б.В. Макеев, В.А. Николаев и др. // Э.И. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. М.: ВНИИЭгазпром,1977. - Вып. 16. - С. 25-28.

40. Кондрат P.M. Газоконденсатоотдача пластов. М.: Недра, 1992,- 254 с.

41. Курбанов А.К., Розенберг М.Д., Желтов Ю.П. и др. О движении многокомпонентных углеводородных смесей в пористой среде // Тр. ВНИИ. Научно-технический сборник по добыче нефти. М.: Недра, 1964. - Вып. 24. - С. 41-43.

42. Курбанов А.К., Роэенберг М.Д., Юсупова Э.С. Влияние отклонения от термодинамического равновесия на характеристики истощения газоконденсатной смеси // Тр. ВНИИ. Научно-технический сборник по добыче нефти. М.: Недра. - 1968. - Вып.ЗЗ. - С. 54-58.

43. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Статистическая физика, ч.1. М.: Наука, 1976. -568 с.

44. Лискевич Е.И., Островский Ю.М. Вытеснение нефти газоводяными смесями // Тр. УкрНИИ ПНД. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1973. -Вып. XI-XII. - С. 233-240.

45. Малых A.C., Шустеф.В.Н. Приближенный способ расчета частичного сайклинг-процесса в неоднородном пласте // Газовая промышленность. 1977. -№ 3. - С.45.

46. Мартос В.Н., Палий А.О., Амиян A.B. Увеличение нефтеотдачи пластов путем вытеснения нефти различными агентами: Обзор зарубежной литературы // Сер. Добыча ВНИИОЭНГ. М.: 1972. - 109 с.

47. Медведев В.Н. Новая статистическая методика обработки результатов исследования продукции экспериментальных скважин Вуктыльского НГКМ// Комплексное изучение и моделирование сложных углеводородных систем:Тез. док. науч.- тех. семинара. Ухта, 1996, 58 с.

48. Методика контроля за процессом воздействия на газоконденсатный пласт. Всероссийская научно-практичекая конференция. Тезисы докладов. Октябрь. 1998. Тер-Саркисов P.M., Гужов H.A., Николаев В.А., Рассохин С.Г., Захарян А.Г.

49. Севергазпром) Ухта,1999. Тер-Саркисов Р. М., Подюк В.Г., Платовский Ю. В. Николаев В.А., Гужов H.A., Рассохин С.Г., Захарян А.Г.

50. Методические указания по гидравлическому расчету скважин при закачке сжиженных углеводородов в пласт и емкости хранения /А.И. Гриценко, О.В. Клапчук, H.A. Гужов, Т.К. Кулиев, J1.A. Непомнящий. М.: ВНИИГАЗ, 1983. -31с.

51. Методическое руководство по применению растворителей при разработке нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений /А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов, О.Ф. Андреев, О.П. Шмыгля и др. М.: ВНИИГАЗ, 1983. - С. 4-53.

52. Методическое руководство по расчету добычи углеводородов при разработке газоконденсатных месторождений с нагнетанием газа в пласг / А.И. Гриценко, Р.М.Тер-Саркисов, H.A. Гужов, В.В. Ремизов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 72 с.

53. Методическое руководство по расчету констант фазового равновесия углеводородов Ci С25 в двухфазных углеводородных системах / Т.П. Жузс, Г.С.Ушакова, В.Ф. Зазовский и др. - М.: ИГИРГИ, 1987. - 23 с.

54. Методическое руководство по расчету параметров фазового поведения при взаимодействии обогащенного газа с выпавшим в пласте конденсатом /Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M., Гужов H.A. и др. М.: ВНИИГАЗ, 1988. -91 с.

55. Мискевич В.Е. Влияние пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем // Проблемы нефти и газа Тюмени. 1980. - Вып. 47. -С. 47-51.

56. Митлин B.C., Цыбульский Г.П. Математическая модель двухфазной многокомпонентной фильтрации газоконденсатной смеси // Научно-технические проблемы проектирования разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. М.,1983. - С. 97-108.

57. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие /С.Н. Закиров, Б.Е. Сомов, В.Я. Гордон и др. М.: Недра, 1988. - 335 с.

58. Муркес М.Н., Рождественский В.А., Шовкринский Г.Ю. Два численных метода решения одномерных задач фильтрации многокомпонентных смесей // Журн. выч. мат. и мат. физ,- 1977,- Т. 17. С. 696-705.

59. Муркес М.Н., Сургучев М.Л., Шовкринский Г.Ю. К выбору оптимальной технологии вытеснения нефти водогазовыми смесями // Тр. ВНИИ, 1979. Вып. 68. - С. 24-35.

60. Назаров A.B., Бураков Ю.Г., Гужов H.A. Численная модель трехфазной фильтрации при водогазовом воздействии на газоконденсатный пласт // Сб. Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1991. - С. 58-65.

61. Назаров A.B., Гужов H.A., Северинов Э.В. Расчет течения "меченого" компонента при многофазном моделировании // Сб. Повышние углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 135-138.

62. Намиот А.Ю. Расчеты фазовых равновесий в нефтегазовых системах // Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983. - С. 30-60.

63. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. - 183 с.

64. Николаев В.А., Макеев Б.В., Тер-Саркисов P.M. Установка для оценки извлекаемых запасов конденсата // Э.И. ВНИИЭгазпрома, 1976.- Вып. 16. С.23-24.

65. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984. -232 с.

66. Обработка призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными агентами / P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов, А.Н. Шандрыгип, B.J1. Вдовенко // Газовая промышленность. -1995 . №5 .- С. 17-19.

67. Панфилов М.Б. Асимптотика решения задачи фильтрации многокомпонентной смеси с погранслоем // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1985. - Т.4. - С. 94-100.

68. Панфилов М.Б. Сращивание асимптотических разложений в задачах фильтрации газоконденсатной смеси // Инженерно-физический журнал. 1983,-№4. - С. 608-615.

69. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. -М.: Недра, 1990. -272 с.

70. Повышение газо- и конденсатоотдачи путем внутриконтурного заводненш месторождения / Ю.В. Зайцев, Г.Д. Маргулов, А.Х. Мирзаджанзаде и др. / Газовая промышленность. 1978. - № 9. - С. 6-10.

71. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников, Л.Г. Коршунова, C.B. Колбиков. М: Недра, 1987.-296 с.

72. Проект добычи ретроградного конденсата на Вуктыльском месторождении А.И. Гриценко, В.А. Николаев, H.A. Гужов, P.M. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк / Газовая промышленность. 1997. - № 4 .- 18 с.

73. Разработка газоконденсатных месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г Дурьмишьян, А.Г. Ковалев и др. М.: Недра, 1967.- 356 с.

74. Разработка газоконденсатных месторождений с многокомпонентным составом / С.Н. Закиров, П.А. Юфин, А.И. Брусиловский, Н.Г. Вафина // О.И Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - №3. - 52 с.

75. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений / Ю.В. Желтов, B.JI. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова. М.: Недра, 1979. -254 с.

76. Результаты исследования эффективности извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе / P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов, Б.В. Макеев, О.П. Шмыгля // Технологические проблемы освоения ГКМ. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - С. 5-13.

77. Рид Р., Прауснитц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. J1.: Химия, 1982. - 592 с.'

78. Рождественский Б.Л., Яненко H.H. Системы квазилинейных уравнений и их приложения к газовой динамике. М.: Наука, 1978. - 687 с.

79. Розенберг М.Д., Желтов Ю.П., Шовкринский Г.Ю. Исследование фильтрации многокомпонентных смесей // Тр. ВНИИ. Добыча нефти (теория и практика). 1963. - М.: Недра, 1964. - С. 25-39.

80. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 332 с.

81. Руководство по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин / А.И Гриценко., P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов, А.Н Шандрыгин и др.- М.: ВНИИГАЗ, 1995,-65 с.

82. ЮО.Садых-Заде Э.С., Мамедов Ю.Г., Рафибейли Н.М. К определению динамического давления начала конденсации в присутствии пористой среды // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1963. - № 12. - С. 33-34.

83. Самарин A.A., Степанова Г.С. Фазовые равновесия бинарных смесей пропана с различными углеводородами // Реф. сб. Переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1969. - № 6. - С. 12-16.

84. Скрипка В.Г., Никитина И.Е., Губкина Г.Ф. и др. Исследование равновесных соотношений жидкость-пар в системе азот-пропан // Реф. со Переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1970. - № 1. - С 17-20.

85. Сомов Б.Е. Расчет автомодельного нестационарного притока газоконденсатной смеси к скважине // Изв. ВУЗов. Нефть и газ.- 1967.- № 4.- С. 45-50.

86. Сомов Б.Е. Решение задачи пространственной фильтрации трехфазной углеводородной смеси // Тр. МИНГ им. И.М.Губкина. Разработка месторождений природных газов . 1985. - С. 17-29.

87. Сомов Б.Е. Фильтрационные течения многокомпонентных смесей в пористой среде с фазовыми переходами // Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство. М.: Недра, 1984. - Т1. -С, 143-152.

88. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. М.: Недра. 1983. - 181 с.

89. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974. - 224 с.

90. Степанова Г.С., Васильева М.И. Фазовые равновесия бинарных смесей метана с высококипящими углеводородами // Газовое дело. 1972. - № 3. - С. 2326.

91. Степанова Г.С., Великовский A.C. Фазовые равновесия смесей метана с углеводородами различного строения // Газовое дело. 1969. - № 12. - С. 10-13.

92. Тер-Саркисов Р. М., Гриценко А.И., Николаев В.А. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей. М.: Недра, 1995. - 288 с.

93. Тер-Саркисов Р. М., Николаев В.А. Кобилев В.А. Влияние коллекторских свойств породы на испарение ретроградного конденсата // Сб. Вопросыразработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ,199Э.

94. Тер-Саркисов Р. М., Николаев В.А., Макеев Б.В. Установка для оценки извлекаемых запасов конденсата // Э.И. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1976. - № 16,- С. 22-24.

95. Тер-Саркисов P.M. Использование обогащенного газа для повышения конденсатоотдачи // Газовая промышленность. 1982. - №10. - С. 26-28.

96. Тер-Саркисов P.M. Исследование влияния состава нагнетаемого газа на извлечение выпавшего в пласте конденсата // Сб. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИГАЗ, 1982. -С. 132-140.

97. Тер-Саркисов P.M. Повышение углеводородоотдачи пласта нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1995. - 167 с.

98. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М: ОАО Изд. "Недра"., 1999. -659 с.

99. Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А. Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи. // О.И. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: 1984. - Вып. 1. - 40 с.

100. Тер-Саркисов P.M., Пешкин М.А., Бикман Е.С. Обработка призабойной зоны газоконденсатной скважины двуокисью углерода // Нефтяная и газовая промышленность. 1989. - №1,- С. 33-36.

101. Тер-Саркисов P.M., Пешкин М.А., Гужов H.A. Накопление ретроградного конденсата при фильтрации со значительными градиентами давления // Газовая промышленность. 1996. - №5. - С. 59-61.

102. Тер-Саркисов P.M., Шандрыгин А.Н., Гужов H.A. Повышение продуктивности газоконденсатных скважин обработкой их призабойной зоны сухим газом // Газовая промышленность. 1994. - № 12,- С. 26-28.

103. Технология вторичной добычи конденсата из частично истощенной газоконденсатной залежи / С.Н. Закиров и др.- М.: Препринт ИПНГ АН СССР. 1989.-№2.-59 с.

104. Требин Ф.А., Задора Г.И. Экспериментальное изучение влияния пористой среды на фазовые превращения газоконденсатных систем // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1968. -№ 8. - С. 37-41.

105. Уляшев В.Е., Истомин Г. Д. Результаты исследования возможности вытеснения выпавшего в пласте конденсата // Сб. Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - С. 37-46.

106. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2-х ч. Пер. с англ. М.: Мир, 1989. - 1ч. - 304 е., 2 ч,- 305 с.

107. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах / М.Д. Розенберг, С.А. Кундин, А.К. Курбанов и др. М.: Недра, 1969.-453 с.

108. Хранилище-регулятор на базе истощенного ГКМ // P.M. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, H.A. Гужов, В.А. Николаев, М.И. Фадеев // Газовая промышленность. -1998. №8,-С. 66-68.

109. Цянь Сюэ-Сень. Физическая механика,- М.: Изд. Мир, 1965. 544с.

110. Эфрос Д.А. О влиянии отклонений от термодинамического равновесия на среднепластовые характеристики при режиме растворенного газа // Тр. ВНИИ. Разработка нефтяных залежей и гидродинамика пласта. М.: Гостоптехиздат, 1960. - Вып.28. - С. 160-175.

111. Эффективность водогазового воздействия на газоконденсатный пласт для повышения конденсатоотдачи / В.Е. Уляшев, H.A. Гужов, Ю.Г. Бураков, A.B. Назаров // Народное хозяйство Республики Коми. Ухта: 1992. - Т. 1. - № 1.

112. Юшкин В.В., Островская Т.Д. Фазовое поведение пластовых смесей глубокозалегающих месторождений // Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М.: 1987. -С. 114-117.

113. Acs G., Doleschall S. and Farkas E. General Purpose Compositional Model // Soc. Pet. Eng. J.- 1985. pp. 543-553.

114. Ahmed T. A practical equation of state // SPE Reservoir Engineering. 1991.- V. 6,- № 1. (February).-pp. 137-146.

115. Anderson Villiam G. Wettability Literature Surveu Part 5: The Effects of Wtttability on Relative Permeability // Journal of Petroleum Technology. 1987. -November

116. Barrufet Maria A., Walid A. Habiballah, Kai Liu, Richard A. Startzman Warning on use of composition-independent K-value correlations for reservoir engineering // Journal of Pelroleum Science and Engineering 1995. V. 14. - pp. 15-23

117. Boersma D.M., Jacques Hagoort. Displacement Characteristics of Nitrogen vs. Methane Flooding in Volatile-Oil Reservoirs // SPE Reservoir Engineering. 1994. -November. - pp. 261-265.

118. Brusilovsky A.I. Mathematical simulation of phase behavioir of natural multicomponent systems at high pressures with an equation of state // SPE Reservoir Engineering. 1992. -№ 1. - pp. 117-122.

119. Chang H.L., Ghappelear P.S., Kobayashy R. The correlation of vapor-liquid equilibria of methane in paraffmic, naphthenic and aromaic solvent at low temperatures and high pressures // AIChE J. 1968. - № 2. - pp. 318-324.

120. Coats K.H., Smart G.T. Application of a regression-based EQS PVT program to labaratory data // SPE Reservoir Eng. 1986. - V. 1. - №3. - pp. 277-299.

121. Crawford P.S. Nitrogen and carbon dioxide may replace hydrocarbon gases for many enhanced oil recovery projects // Resources Industry. 1982. - № 6.- pp. 24-27.

122. Cronquist, C.: "Carbon Dioxide Dynamic Miscibility with Light Reservoir Oils," Proc., Fourth Annual U.S. DOE Symposium on Enhanced Oil and Gas Recovery and Improved Drilling Methods, Tulsa.- 1978.- V.l.

123. Cubic W.I,. A modification of the Martin equation of state for calculating vapor-liquid equilibria // Plufd. Phase Equilibria. 1982. - V. 9. - pp. 79-97.

124. Cullick A.S., U.S. Lu, L.G. Jones, M.F. Cohen, J.P. Watson. WAG May Improve Gas-Condensate Recovery // SPE Reservoir Engineering. 1993. - August. -pp. 207-212.

125. Danesh A., Dong-hal Xu, Adrian C., Todd. A Grouping Method To Optimize Oil Description for Compositional Simulation of Gas-Injection Processes // SPE Reservoir Engineering.-1992 . August. - pp. 343-348.

126. Danesh A., Henderson G.D., Peden J.M. Experimental investigation of critical condensate saturation and its dependence on interstitual water saturation in water-wet rocks // SPE Reservoir Engineering. 1991. - August. - pp. 336-342.

127. Danesh A., Krinis D., Henderson G.D., Peden J.M. Visual investigation of retrograde phenomena and gas condensate flow in porous media // Revue de l'institut français du petrole. 1990. - V. 45. - № 1.- pp. 79-87.

128. Firoozabadi A. Reservoir-fluid phase behavior and volumetric prediction with equations of state // Journal of Petroleum Technology. 1988. - April. - pp. 397-406.

129. Fussell D.D. Single-well performance predictions for gas condensate reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 1969. - July. - pp. 860-870.

130. Fussell D.D., Yarborough L. The effect of phase data on liquid recovery during cycling of a gas condensate reservoir // SPE Journal. 1972. - April. - pp. 96-102.

131. Gavett R.H. Physical data for distillation calculation vapor-liquid equilibria // Proc. of the 27th Midyear meeting. API division of refining. 1962. - V. 52. - pp. 351366.

132. Givens J.W. A method of predicting revaposition of retrograde condensate by dry-gas injection // SPE Journal. 1969. - March.- pp. 21-27.

133. Gritsenko A.I., Nikolaev V.A., Ter-Sarkisov R.M., Podyuk V.G., Guzhov N.A., Zakharov A. The Project of Retrograde Condensate Production on the Vuktyl Field // Proc. 20th World Gas Conference.-Copengagen.- Danmark. 1997. - 10-13 June.

134. Guo T.-M., Du L.-G., Pedersen K.S., Fredenslund A. Application of the Du-Guo and SRK equations of state to predict the phase behavior of Chinese reservoir fluids // SPE Reservoir Engineering.- 1991,- № 3,- August. pp. 379-388.

135. Harmens A., Knapp H. Three-parameter cubic equation of state for normal substances // Ind. Eng. Fundamen. 1980. - V. 19. - pp. 91 - 94.

136. Hartman K.J., A.S.Cullick. Oil recovery by gas displacement at low interfacial tension. Journal of Petroleum Science and Engineering. -1994. V-10. - pp. 197-210.

137. Helferich, F.G. Theory of Multicomponent, Multiphase Displacement in Porous Media // Soc. Pet. Eng. J.- 1981. February. - pp. 51-62.

138. Holm. L.W. and Josendal, V.A. Mechanisms of Oil Displacement by Carbon Dioxide // J. Pet. Tech. -1974. December. - 27-36; Trans., AIME, 257p.

139. Honarpour M., Leonard Koederitz, A.Herbert Harvey Relative Permeability of Petroleuv Reservoirs // CRC Press.Inc. 1986,- 108 p.

140. Hudgins D.A., Llave F.M., Chung F.T.H. Nitrogen miscible displacement of light glued oil: a laboratory study // SPE Reservoir Eng. 1990. - V. 5. - № 1.- pp. 100107.

141. Jacoby R.H., Yarborough L. The effect of phase data on liquid recovery during cycling of a gas condensate reservoir // Industrial and Engineering Chemistry. 1967. - October. - V. 59. - 48 p.

142. Katz D.L. Overview of phase behavior in oil and gas production // Journal of Petroleum Technology.- 1983. June. - pp. 1205 - 1214.

143. Kenyon D.E., Behie G.A. Third SPE Comparative solution project: gas cycling of retrograde condensate reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 1987. -August.- pp. 981-997.

144. Kulkami, A.A. et al. Phase Equilibria Behavior of Carbon Dioxide-n-Decane at Low Temperatures // J. Chem. Eng. Data 19 1974,- pp. 92-94.

145. Lin H.M. Peng-Robinsoi) equation of state for vapor-liquid, equilibrium calculations for carbon dioxide-hydrocarbon mixtures // Fluid Phase Equilibrium. -1984. -№ 2,- pp. 151-169.

146. Matthews J.D., Hawes R.I., Hawkyard I.R., Fishlock T.R. Feasibility studies of waterflooding gas-condensate reservoirs//JPT, 1988. V.40. -№8. - pp. 1049-1056.

147. Mc.Cain W.D. Alexander R.A. Sampling Gas-Condesate Wells SPE Reservoir Engineering. 1992. - August. - pp. 385-362.

148. Metcalfe, R.S. and Yarborough, L. Effect of Phase Equilibria on the C02 Displacement Mechanism // Soc. Pet. Eng. J. 1979. - August.- pp. 242-252.

149. Muskat M. Effect of permeability stratification in cycling operations // Tr./AIME. 1949. - V.186.- pp. 313-337.

150. Nikolaevskii V.N., Somov B.E. Heterjgeneous flows of multi-component mixtures in porous media-revieu//International Journal of MultiPhase Flow. 1978. -V. 4.-pp. 203-217.

151. Nouar A., Flock D.L. Prediction of minimum miscibility pressure of a vaporizing gas drive // SPE Reservoir Engineering. 1988. - February. - V. 3. - № 1. - pp. 182198.

152. Orr, F.M. Jr., Yu, A.D., and Lein, C.L. Phase Behavior of C02 and Crude Oil in Low Temperature Reservoirs // Soc. Pet. Eng. J. 1981. - August. - pp. 480-92.

153. Oxford C.W., Huntington R. Vaporization of hydrocarbons from an unconsolidated sand//Tr./AIME.- 1953. V. 198,- pp. 318-322.

154. Palatnik B., Zakirov I. Multiphase history matching by finite element approximation in porous and naturally fractured reservoirs. Proceedings of 3rd european Conference on Mathematics of Oil Recovery, 17-19 June 1992, Delft, Netherlands, p. 109-118.

155. Peaceman, D.W. Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation, Elsevier. -New York. 1977.

156. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constant equation of state // Ind. Eng. Ghem. Fundam. 1976. - V. 15. - pp. 59-64.

157. Peterson, A.V. Optimal Recovery Experiments with N2 and C02 // Pet. Eng. -1978. November. - pp. 40-50.

158. Pope G.A. and Nelson R.C. A Chemical Flooding Compositional Simulator // Soc. Pet. Eng. J. 1978. - pp. 339-354.

159. Rathmell, J.J., Stalkup, F.I., and Hassinger, R.C.: "A Laboratory Investigation of Miscible Displacement by Carbon Dioxide," paper SPE3483 presented at the 1971 SPE Annual Meeting, New Orleans. 3 - 6 October.

160. Renner T.A., Metcalfe R.S., Yellig W.F., Spencer M.F. Displacement of a rich gas condensate by nitrogen: laboratory corefloods and numerical simulations. SPERE. 1989. - February. - pp. 52-58.

161. Robinson D.B., Ding-Yu Peng and Samuel Y-K Chung. The Developnent of the Peng-Robinson Equation and its Application to Phase Equilibrium in a System Containing Methanol Fluid Phase Equilibria.- Amsterdam, 1985. - pp. 25 - 41.

162. Rushing, M.D. et al. Miscible Displacement with Nitrogen // Pet. Eng. 1977. -November. pp. 26-30.

163. Schechter Devid S., J.M.Haynes. Relative Permeabilities of a Near Critical Binary Fluid. Rransport in Porous Media 9. 1992 - pp.241-260.

164. Siemek J., Olajossy A ., Rajtar J., Rubicki C., Woicikowski M. Mathematical and physical modelling of multiphase flows in the hydrocarbon reservoirs // Archiwum Gornistwa, 1986. V. 31. - №4. - pp. 637- 660.

165. Sigmund P.M., Dranchuk P.M., Morow N.R. Retrograde condensation in porous media // SPE Journal.- 1973. № 2. - pp. 93-104.

166. Smith Duane H., Gary 1. Covath, and William E. Three-Fluid Wetting Transitions and Their Effects on Three-Phase Flow Through Porous Media. SPE Formation Evaluation. 1992. - December. - pp. 323-328.

167. Smith L.R., Yarborough L. Equilibrium revaporization of retrograde condensate by dry gas ingection // SPE Journal. 1968. - № 3. - pp. 87-94.

168. Stalkup F.I. Jr. Miscible Displacement. Monograph Series // SPE. Richardson. TX. 1983.

169. Stalkup Fred I. Effect of Gas Enrichment and Numerical Dispersion on Enriched-Gas-Drive Predictions // SPE Reservoir Engineering November . - 1990. -pp. 647-655

170. Standing M.B., Lindolad E.N., Parsons R.L. Calculated recovery by cycling from a retrograde reservoir of variable permeability // Tr./AIME. 1948. - V. 174.

171. Starling K.E. Fluid thermodynamics properties for light systems // Houston: Guld Publ. Co. 1973.- 270 p.

172. Stewart, W.C. and Nielsen, R.F. Phase Equilibria for Mixtures of Carbon Dioxide and Several Normal Saturated Hydrocarbons Prod. Monthly. 1954. -January. - pp.27-32.

173. Tan T.B., Kalogerakis N. A fully Implicit, three- dimensional, three-phase simulator with automatic history matching capability. Paper SPE 21205 presented at the 11 th SPE Symposium on Res/Sim., Anaheim.

174. Ter-Sarkisov R., Gritsenko A. Hydrocarbon injection improves condensate recovery in USSR // Oil and Gas Journal. 1991. - June 24.

175. Thiebot B., Sakthikumar S. Lean gas injection in a fractured reservoir: compared performance of nitrogen and methane injection // This paper was presented at the 6th. European IOR-Symposium in Stavanger, Norway. May 21-23. - 1991. - pp. 467-476.

176. Thompson J.I. and Mungan N. A Laboratory Study of Gravity Dranage in Fractured Systems Under Miscible Conditions // Society of Petroleum Engcener Journal. 1969. - June - pp. 247-254.

177. Weinaug C.F., Cordell J.C. Revaporization of butane and pentane from sand // Tr./AIME. V. 179. - 1949. - pp. 303-312.

178. Wu R.S. and J.P. Batycky. Evaluation of miscibility from slim tube tests II Journal of Canada Petroleum Technology.- November-December 1990. V. 29. - № 6. - pp. 63-70.

179. W-u R.S., J.P. Batycky. Pseudocomponent Characterization for Hydrocarbon Miscible Displacement // SPE Reservoir Engineering. 1988. - August. - pp. 875-883.

180. Yang P.H. Armasu R.V. Automatic historing matching with variable-metric methods/ Paper SPE 16977 presented at the SPE 62 nd Annual Technical Conference. Dallas, USA.

181. Yang, H.W., Luks, K.D., and Kohn, J.P. Phase Equilibria Behavior of the System Carbon Dioxide-n-Butylbenzene-2 Methylnaphthalene // J. Chern. Eng. Data (1976) 21.-pp. 330-35.

182. Yarborough L. Vapor-liquid equilibria data for multicomponent mixtures containing hydrocarbon and nonhydrocarbon components // Journal of Chem. Eng. Data. 1972. - № 2. - pp. 129-133.

183. Yarborough L., Smith L.R. Solvent and driving gas compositional for mixible slug displacement // SPE Journal, 1970. № 3. - pp. 298-310.

184. Yellig, W.F. Carbon Dioxide Displacement of a West Texas Reservoir Oil // paper SPE 9785 presented at the 1981 SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, April 5-8.

185. Zarah, B.Y., Luks, K.D., and Kohn, J.P. Phase Equilibria Behavior of Carbon Dioxide in Binary and Ternary Systems with Several Hydrocarbon Components // AIChE Symposium Series. V. 70. - №140. - pp. 91-101.