Проблемы газоконденсатных исследований низкопроницаемых продуктивных коллекторов ачимовских залежей Уренгойского месторождени

Суммарные геологические запасы ачимовских залежей, которые примерно составляют: 3 трлн. м3 – газа и 1 млрд. тонн – конденсата, являются уникальными по своим масштабам для топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Российской Федерации (РФ).

Для наиболее точного определения запасов, рационального прогнозирования разработки и обустройства месторождения, содержащего газ и газовый конденсат в сложнопостроенных коллекторах, характеризующихся низкой проницаемостью, аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), невыдержанностью по мощности и по площади, высокой пластовой температурой, наличием парафина в газоконденсатной системе, потенциальным содержанием конденсата в пластовом газе, варьирующимся в широком диапазоне от группы с малым содержанием С5+ (от 25 до 100 г/м3) до группы с уникально высоким содержанием конденсата (более 500 г/м3) [1] необходимо проведение газоконденсатных исследований, соответствующих установленным стандартам ПАО «Газпром» в Инструкции [2]. Представленные выше особенности ачимовских залежей усложняют определение исходного состояния и прогнозирование дальнейшего поведения углеводородных систем.

Проведение газоконденсатных исследований, в данных условиях, без нарушений установленного регламента действующей Инструкции [2] возможно только в ограниченном числе скважин. Чтобы полноценно охарактеризовать изучаемый объект – этого недостаточно, поэтому необходимо по-новому рассмотреть методологический подход к изучению ачимовских залежей на газоконденсатность.

Целью данной статьи является анализ и дальнейшее совершенствование действующих, стандартизированных методологических основ и предложение о расширении применимости исследований в условиях ачимовских залежей.

Немаловажным параметром, определяющим изменение конденсатогазового фактора, является величина скорости потока газожидкостной смеси в стволе скважины, но при незначительных давлениях и температурах пластовым систем. В данных термобарических условиях: пластовое давление – 57-62 МПа и пластовая температура свыше 380 К, этот нормированный параметр будет играть несущественную роль. При скоростях, значительно ниже, рекомендуемых действующей Инструкцией [2] устанавливается дисперсно-кольцевой режим, при котором осуществляется полный вынос конденсата. Контроль за полным выносом конденсата предлагается оценивать значением критерия Кутата-ладзе.

Выводы:

Для определения исходных параметров ретроградной газоконденсатной системы необходимо придерживаться следующих рекомендаций:

• -    минимальная депрессия на пласт;

• -    скорость потока газожидкостной смеси выше 0.2 м/с;

• -    «безгидратный» режим работы скважины;

• - влияние предшествующих режимов работы

скважины должно быть минимальным;

• -   в продукции добываемой скважины должен

отсутствовать парафин;

• -    малое содержание конденсационной воды в составе пластового газа (менее 5%).