Прогноз добычи конденсата в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений

ООО «Газпром ВНИИгаз», г. Москва, Россия

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

Газоконденсатные месторождения Крайнего Севера такие, как Ямбургское, Уренгойское, вступили в завершающую стадию добычи углеводородов и разрабатываются в основном в режиме естественного истощения. В процессе разработки происходит снижение давления в залежах ниже давления конденсации, что приводит к значительным изменениям в составе добываемых жидких углеводородов. Эффективность разработки газоконденсатных залежей в значительной степени зависит от качества прогнозирования поведения пластовой углеводородной системы при изменении термобарических условий [1, 2, 3].

Прогноз изменения свойств углеводородной системы и газоконденсатной характеристики (ГКХ) определяют по результатам экспериментальных исследований пластовой системы на установках фазовых равновесий [3, 4]. Экспериментальные исследования проводят на рекомбинированных пробах газа сепарации и насыщенного конденсата, составленных с учетом замеренного конденсатогазового фактора. В ходе исследований строятся кривые пластовых потерь конденсата, затем рассчитывают коэффициент извлечения конденсата и прогнозируют изменение содержания конденсата в пластовом газе в процессе разработки месторождения. При этом составляется баланс добычи и потерь конденсата на весь период эксплуатации залежи [4, 5, 6].

Важным условием достоверности результатов исследований на установках PVT при прогнозиро- вании пластовых потерь конденсата и его содержания в пластовом газе является нахождение газоконденсатной системы при начальных термобарических условиях, т.е. когда газоконденсатная система находится в однофазном состоянии [7-10]. При проведении PVT-исследований необходимо учитывать, чтобы пластовое давление в залежи не было ниже давления начала конденсации, т.к. часть конденсата потеряна в пласте и результаты экспериментальных исследований могут иметь большую погрешность. В таких случаях предлагается методика корректного прогнозирования пластовых потерь конденсата и содержания жидких углеводородов в пластовом газе на основе фактических результатов газоконденсатных исследований скважин [11-13].

Прогнозирование пластовых потерь конденсата при снижении давления в залежи на режиме естественного истощения было рассмотрено учеными ООО «Газпром ВНИИгаз» С.А. Заночуевым, Д.Р. Крайном на основе решения оптимизационной задачи. Начальная газоконденсатная характеристика определялась на рекомбинированных пробах, составленных по результатам промысловых и лабораторных исследований. По данным опытов установлены пластовые потери конденсата, а также определена прогнозная зависимость изменения содержания жидких углеводородов в составе пластового газа при снижении давления [14, 15].

В наши дни контроль за газоконденсатной характеристикой осуществляется по результатам фактических газоконденсатных исследований, проводимых ежегодно по всему действующему фонду скважин. Для обоснования максимальных пластовых потерь конденсата и более точного прогнозирования объемов добычи углеводородов появилась необходимость в измерении прогнозных показателей по распределению баланса конденсата. Сначала рассмотрим задачу прогноза изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе, которая базируется на уравнении материального баланса. Доля конденсата в залежи, находящаяся в газовой фазе ( M _кгф ) и выпавшего при снижении давления в пласте ( M ), определяется как:

M o = M доб ± M ± ^М п , (1)

Так как при снижении давления в залежи содержание конденсата в пластовом газе видоизменяет из-за его выпадения, тогда n

Мдоб = ^ qi AQдoб , (2)

i = 1

Проводится ряд PVT-опытов методом дифференциальной конденсации находят изменение пластовых потерь конденсата при снижении давления в залежи.

M вып = q nom ⁽ P ) , (3)

где ^q _nom ^{( P} ) — зависимость пластовых потерь конденсата от давления (стабильного конденсата), г/м³.

Уравнение материального баланса конденсата для случая снижения давления в пласте с р н до р запишется в виде:

pн

M 0 = J q ⁽ Р ) ^доб ⁽ Р ) ± ^[ О ух._г.

-

^Qдoб ⁽ P ) - Q reK ⁽ P ^{) ]} q ⁽ P ) ± q nom ⁽ P )

P + dp

, (4)

Формула материального баланса в интегральной форме при переходе к относительным отборам газа имеет вид p н

M 0 = J q⁽P ) ^dQдоб ⁽ P ) ± ¹ — ^Qдоб ⁽P ) — ^Qгвк ⁽P ) q⁽P ) ⁺ q nom ⁽ P ) P + dP                       I-

, (5)

где qо - начальное содержание конденсата в пластовом газе; Qdo6(p) - относительное количество добытого газа; q(p) - текущее содержание конденсата в пластовом газе; Q ( P ) - доля газа в гвк выпавшем в залежи конденсате; qnom (P) - пластовые потери конденсата.

Уравнение (5) решая относительно текущего содержания конденсат в пластовом газе получим формулу для прогнозирования его потенциального содержания:

Рн qо- J q(p)dQдоб(p)- qnom(p) q (p) = —^±dP-------------й— . (6)

1    - Q_доб (Р) - Qгвк (Р)

Основной задачей PVT исследований для реализации вышеприведенного уравнения является поиск зависимостей _ доб ( Р ) , q nom ^{( Р} ) и Qгвк ⁽ Р ) ^{от из} менения текущего пластового давления в залежи.

Задачу восстановления ГКХ на основе имеющейся фактической информации целесообразно решать как оптимизационные. За критерий оптимальности принимается величина абсолютного или относительного расхождения фактических и полученных в результате решения задачи значений динамических функций. Следует отметить, что точность решения оптимизационных задач зависит от качества данных газоконденсатных исследований эксплуатационных скважин.