Исследование недонасыщенных по фазовому состоянию газоконденсатных залежей

Геологический разрез Уренгойского месторождения представлен терригенными песчано - глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, которые залегают на породах палеозойского складчатого фундамента. Песчаники ачимовских пластов сероцветные, преимущественно мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, аркозового состава, средне- и крепкосцементированные глинистым и карбонатно-глинистым цементом, часто известковистые, однородные и слоистые. Слоистость образована за счет глинистого материала и глинистых примесей (углистого детрита). Аргиллиты темно-серые, слюдистые, крепкие, массивные, тонко-горизонтальнослоистые за счет прослоек алевритового материала. Толщина ачимовских отложений варьирует от 80 до 418 м. Перекрываются ачимовские отложения мощной, преимущественно глинистой толщей, представленной глинами и алевролитами с разнообразными типами слоистости.

В качестве изучаемых объектов рассмотрены залежи ачимовских отложений Уренгойского и газоконденсатные залежи Астрахаского месторождений, находящихся в АВПД условиях. Газоконденсатные залежи пласта Ач3-4 Уренгойского месторождения характеризуются значительной геологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. Термодинамические исследования пластовой газоконденсатной смеси были выполнены на образцах, отобранных из скважин при проведении промысловых исследованиях. Изучение газоконденсатной системы в лабораторных условиях проводилось на установке -PVT модели Vinci technologies производство франции [1, 2].

Для определения давления начала конденсации системы на рекомбинированных пробах газа сепарации и насыщенного конденсата, отобранных из скважины номер 774 пласт Ач 3-4-5 , а также скважины номер 716 пласт Ач_3-4, скважины номер 705 пласт Ач 3-4-5 , скважины номер 778 пласт Ач 3-4 , скважины номер 727 пласт Ач_3-4, скважины номер 440 пласт Ач 5 и скважины номер 732 пласт Ач 3-4 проведены эксперименты по дифференциальной конденсации пластовых смесей. В результате выполненных исследований для данной газоконденсатной системы было определено потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, которое находится в пределах от 169до 447 г/м³ на газ сепарации. Результаты исследования газоконденсатной системы представлены на рис. 1.

Рис. 1. Пластовые потери углеводородов ачимовских залежей Уренгойского месторождения.

Таким образом, при исследовании фазового состояния пластовых систем ачимовских залежей Уренгойского месторождения на начальном этапе разработки установлено, что жидкие фракции углеводородов находятся в газообразном состоянии. Давление начала конденсации ниже начального пластового давления на 15–26%. Значение давлений макси- мальной конденсации колеблется от 11,8–19,6 МПа [3-6].

Экспериментальные PVT-исследования пластовой газоконденсатной смеси Астраханского месторождения были выполнены на образцах гаа сепарации и насыщенного конденсата, отобранных при проведении исследований скважин из промыслового сепаратора. Согласно результатам лабораторных исследований пластовой газоконденсатной системы выявлено, что давление начала конденсации при увеличении содержания кислых компонентов в смеси углеводородов уменьшается. Так, при отсутствии сероводорода и углекислого газа в газоконденсатных системах с незначительным содержанием С 2 , С 3 , С 4 и при потенциальном содержании конденсата в пределах от 260 до 300 г/м³ газа сепарации (плотностью более 0,810 г/см³) давление начала конденсации находится в интервале 56,0– 58,0 Мпа [7, 8, 9].

При добавлении в систему смеси сероводорода и углекислого газа (35–40% мол.) снижение давления начала конденсации достигает от 16,0 до 18,0 МПа, о чем свидетельствуют изотермы дифференциальной конденсации пластовых газов. Давление начала конденсации изменяется от 39,0 до 43,2 МПа. Максимальная конденсация наблюдается на давлении 12,1– 17,3 МПа при начальном пластовом давлении до 61,4 МПа и температуре более 102˚С. В данных условиях при увеличении содержания конденсата в пластовом газе происходит повышение пластовых потерь углеводородов. Реальной зависимости между конденса-тоотдачей и содержанием в пластовой смеси кислых компонентов в интервале содержания H 2 S + СО 2 от 36 до 51% не установлено [10-13].

Таким образом, следует отметить, что более широкий диапазон изменения содержания H₂S и СО₂ (особенно H 2 S) существенно влияет на коэффициент извлечения конденсата и учитывая его влияние на величину давления начала конденсации. Баланс распределения конденсата по данным специалистов института ООО «Газпром ВНИИгаз» показал, что при снижении пластового давления, полученный для пластового газа Астраханского месторождения, при снижении углеводородов в пластовом газе наблюдается изменение давления начала конденсации.