Научная статья на тему 'Характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений в процессе разработки месторождения'

Характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений в процессе разработки месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
160
40
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ / ПОЗДНЯЯ СТАДИЯ РАЗРАБОТКИ / ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ / GAS CONDENSATE FIELD / LATE STAGE OF DEVELOPMENT / GEOCHEMICAL COEFFICIENTS

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Волков А. Н., Лапшин В. И., Поляков А. В., Огданец Л. В.

Разработка газоконденсатных месторождений осуществляется, как правило, на режиме естественного истощения, в ходе которого протекают сложные термодинамические процессы, влияющие на газоконденсатную характеристику пласта. На сегодняшний день наименее изучена завершающая стадия разработки, для которой характерно снижение пластового давления в область давления максимальной конденсации и ниже. Имеющиеся данные в основном рассматривают динамику содержания в пластовом газе углеводородов С5+ и физико-химические характеристики добываемого конденсата. Поэтому актуально подробное изучение протекания фазовых превращений пластовой углеводородной системы на завершающей стадии разработки. В статье рассмотрены закономерности поведения геохимических коэффициентов С2-С4/С5+, С3-С4/С5+, С1-С4/С5+, С1/С2-С4, С5+/С6+, С5/С5+, С5-С6/С7+. Для этого использовались данные об изменении состава пластового газа в процессе снижения давления, полученные путем физического и математического моделирования фазового поведения пластовой углеводородной системы газоконденсатного месторождения и промысловых газоконденсатных исследований. Физическое моделирование подразумевало проведение опыта дифференциально-контактной конденсации на установке фазового равновесия. Математическое моделирование осуществлялось на базе модуля PVTx программного комплекса Tempest (версия 7.1.1) компании Roxar. В ходе моделирования изучалась газоконденсатная система, рекомбинированная из сепараторных проб газа и нестабильного конденсата месторождения Томской области. Полученные зависимости поведения геохимических коэффициентов соотнесены с фактическими промысловыми данными контроля газоконденсатной характеристики в процессе разработки Западно-Соплесского месторождения. Таким образом определена направленность изменения геохимических коэффициентов в процессе снижения давления и установлена возможность их использования для диагностирования процесса прямого испарения.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Волков А. Н., Лапшин В. И., Поляков А. В., Огданец Л. В.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Behavior of geochemical factors in context of low reservoir pressures at development of deposits

As a rule, gas-condensate fields are being developed on a stage of natural depletion, which engenders complex thermodynamic processes influencing gas-condensate characteristic of a stratum. Nowadays, a final stage of development is studied worst of all. It is remarkable by decrease of reservoir pressure down to an area of maximal condensation and less. Acquired data mostly concern with both dynamics of С5+ hydrocarbons concentration in a crude gas and physical and chemical properties of produced condensate. So, it is important to study phase transformations of a reservoir hydrocarbon system at final stage of its development. The article reveals behavior of such geochemical factors as С2-С4/С5+, С3-С4/С5+, С1-С4/С5+, С1/С2-С4, С5+/С6+, С5/С5+, С5-С6/С7+. Research was done using data on variations of crude gas content at pressure decreasing. These data were gotten by physical and mathematical simulation of gas-condensate reservoir hydrocarbon system phase behavior and by gas-condensate research. Physical simulation meant a fractional pseudo-flash test at a phase equilibrium plant. Math modelling was fulfilled by means of Roxar Tempest 7.1.1 pVTx unit. While modelling a gas-condensate system recombined from separator samples of gas and volatile condensate of Tomsk region. Acquired dependences of geochemical factors’ behavior are compared with real values of gas-condensate characteristics, measured at Western Soplyas field. It helped to determine trend of geochemical factors’ changing at pressure decrease and to establish possibility to use them for diagnosing of direct evaporation process.

Текст научной работы на тему «Характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений в процессе разработки месторождения»

УДК 622.279

А.Н. Волков, В.И. Лапшин, А.В. Поляков, Л.В. Огданец

Характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений в процессе разработки месторождения

Ключевые слова: Жизненный цикл газоконденсатного месторождения сопровождается сложными тер-газоконденсатное модинамическими процессами, обусловленными ретроградными явлениями. Для месторождение, недонасыщенной газоконденсатной залежи снижение пластового давления от началь-

поздняя стадия ного до давления начала конденсации характеризуется постоянством состава пла-

разработки, стового газа и содержания в нем конденсата. Снижение пластового давления ниже

геохимические давления начала конденсации приводит к выпадению конденсата в пласте и сни-

коэффициенты. жению его содержания в добываемом газе. Закономерности изменения состава и

свойств добываемых флюидов при разработке месторождений на режиме естествен-Keywords: ного истощения в области ретроградной конденсации изучены довольно хорошо.

gas condensate Вступление месторождения в завершающую стадию разработки сопровождается

field, late stage снижением пластового давления в область давления максимальной конденсации и

of development, ниже. Характер поведения газоконденсатной характеристики (ГКХ) в этой области

geochemical освещен не достаточно полно. Одними из первых затронули эту тему такие ученые,

coefficients. как А.Г. Дурмишьян, который рассмотрел изменения ГКХ VII горизонта месторож-

дения Карадаг [1], и А.Х. Мирзаджанзаде с соавторами, проанализировавшие газо-конденсатные залежи в штатах Юта и Техас [2]. Применительно к разрабатываемым в настоящее время месторождениям поведение ГКХ в области низких пластовых давлений изучалось на примере Вуктыльского и Оренбургского НГКМ [3, 4]. Имеющиеся данные в основном касаются изменения содержания углеводородов (УВ) С5+ в пластовом газе, а также физико-химических свойств добываемого конденсата. На поведении этих характеристик базировались выводы о процессах, происходящих в пласте, степень проявления которых во многом может быть обусловлена влиянием различных геолого-физических факторов. Поэтому оценка информативности дополнительных признаков, позволяющих диагностировать, в частности, развитие прямого испарения, представляет интерес.

В качестве диагностических признаков направленности ретроградных процессов газоконденсатной системы в области низких пластовых давлений, характерной для завершающей стадии эксплуатации газоконденсатных месторождений, рассмотрено поведение общеизвестных геохимических коэффициентов (С2-С4/С5+, С3-С4/С5+, С1-С4/С5+, С1/С2-С4, С5+/С6+, С5/С5+, С5-С6/С7+), разработаных на основаннии изучения состава пластового газа. Данные коэффициенты на практике совместно с другими геолого-промысловыми характеристиками залежи чаще всего используются для определения ее типа [5]. При выборе коэффициентов учитывалась существующая ранее практика ограничения представления состава пластового газа по вышеки-пящим УВ с их объединением в группы С„+.

На первом этапе оценивалась информативность коэффициентов на основе результатов математического моделирования. При этом математическая модель создавалась на примере реальных промысловых и экспериментальных данных, полученных в ходе проведения газоконденсатных исследований (ГКИ) и изучения фазового поведения пластовой газоконденсатной системы. По результатам моделирования определена направленность изменения геохимических коэффициентов в процессе снижения давления, имитирующего разработку месторождения в режиме естественного истощения.

Сравнение результатов опыта дифференциально-контактной конденсации

и данных PVT-модели

Давление, МПа 22,7 20,0 17,0 15,0 13,0 11,0 8,0 5,0 0,1

Конденсатонасыщенность, % 0,0 1,3 3,1 4,0 4,5 4,6 4,4 3,9 2,8

Отклонение PVT-модели от эксперимента, % 0,0 -0,7 0,5 2,8 1,9 1,5 -0,2 -0,2 -4,4

Далее на примере разрабатываемого месторождения проведено сравнение поведения геохимических коэффициентов, рассчитанных по результатам математического моделирования, и фактических промысловых данных. В ходе оценки характера изменения геохимических коэффициентов изучалась газоконден-сатная система, составленная из проб нестабильного конденсата и газа сепарации месторождения Томской области. Газоконденсатная система характеризуется следующим мольным составом, %: N. - 3,8; С02 - 0,6; С! - 79,5; С2 - 5,1; С3 - 4,1; С4 - 2,7; С5 - 1,3; С6 - 0,7; С7+ - 2,2. Содержание конденсата в пластовом газе составляет 196 г/м3. Молярная масса стабильного конденсата - 107,5 г/моль, плотность - 0,72 г/м3, тип конденсата метановый.

Экспериментальными исследованиями на установке фазового равновесия определили предельную насыщенность газокон-денсатной системы при следующих пластовых термобарических условиях: давление рпл = 22,7 МПа, температура /пл = 82 °С. Путем проведения опыта дифференциально-контактной конденсации получены данные по изменению конденсатонасыщенности. Опыт дифференциально-контактной конденсации заключается в поэтапном снижении давления за счет увеличения объема РУР-ячейки посредством перемещения поршня при сохранении постоянства массы пробы. Затем после измерения объема выпавшей жидкой фазы при стабилизации системы осуществляется выпуск газа из РУТ-ячейки при поддержании текущего давления до достижения первоначального объема РУТ-ячейки.

Условия и результаты экспериментальных исследований представлены в таблице. Давление максимальной конденсации УВ-системы по стабильному конденсату находится в области 6 МПа (результаты дифференциальной

PVT - в данном случае акроним от англ. Pressure, Volume, Temperature, обозначает взаимозависимость параметров давления, объема и температуры.

конденсации), а по нестабильному конденсату - в области 12 МПа, при этом насыщенность достигает значений порядка 4,6 %. При давлении 0,1 МПа насыщенность системы снижается до 2,8 %.

В дальнейшем на основе экспериментальных исследований была подготовлена PVT-мо-дель исследуемой газоконденсатной системы. Математическое моделирование выполнялось с использованием модуля PVTx программного комплекса Tempest (версия 7.1.1) компании Roxar. PVT-модель фазового поведения пластовой УВ-системы строилась на основе трехпа-раметрического кубического уравнения состояния Пенга-Робинсона согласно подходу, предложенному в работе [6].

В ходе математического моделирования для обеспечения гибкости настройки PVT-модели проводилась разбивка фракции УВ С7+ на 3 псевдофракции по методу К. Витсона (англ. C. Witson) [7]. В основе метода лежит предположение о том, что вероятностная плотность распределения фракций в группе C+ определяется трехпараметрической гамма-функцией. Процедура характеристики псевдофракций пластового флюида осуществлялась с использованием корреляций, Тву, Ли-Кеслера и Кес-лера-Ли [8]. Обеспечение сходимости экспериментальных и расчетных данных выполнялось на основе последовательного применения регрессий. Подгонка давления начала конденсации проводилась по коэффициентам парного взаимодействия между метаном и псевдофракциями группы С7+, а данных изменения конден-сатонасыщенности эксперимента дифференциально-контактной конденсации - по коэффициентам уравнения состояния Qa и Qb. По итогам минимизации результирующей функции расхождение между расчетным и экспериментальным давлением начала конденсации составило 0,02 %, а в целом по конденсатонасыщен-ности не превышает 4,4 % (см. табл. 1). Таким образом, в результате адаптации была получена хорошая сходимость данных и подготовлена

РУТ-модель, наиболее близко описывающая реальную газоконденсатную систему.

Моделирование эксперимента дифференциально-контактной конденсации с шагом снижения давления 0,5 МПа позволило более детально оценить изменение состава добываемого газа в процессе снижения давления (рис. 1).

Анализируя полученные данные, можно отметить, что для промежуточных компонентов С2-С4 до давления максимальной конденсации по насыщенному конденсату (12 МПа) мольное содержание в газе изменяется незначительно, а затем плавно нарастает. Применительно к неуглеводородным компонентам СО2, N существенных изменений в процессе снижения давления в мольном содержании не происходит. Для группы УВ С5+ до давления максимальной конденсации по стабильному конденсату Рмк (6 МПа) наблюдается заметное снижение мольного содержания, а после его прохождения - увеличение. Для метана отмечается рост значений мольного содержания до давления 8,5 МПа, а затем следует их падение.

На основе полученных данных были рассчитаны выбранные геохимические коэффициенты: С2-С4/С5+, С3-С4/С5+, С-С4/С5+, С1/С2-С4, С5+/С6+, С5/С5+, С5-С6/С7+. На рис. 2

представлена динамика изменения геохимических коэффициентов в процессе снижения давления. Видно, что в процессе снижения давления в области Рм.к = 6 МПа наблюдается характерное изменение поведения геохимических коэффициентов, отражающих различные соотношения между легкими УВ С1-С4 и группой УВ С5+. Остальные коэффициенты имеют тенденцию к росту значений, максимум которых с разной степенью интенсивности локализуется ниже области Рм к (6 МПа) и находится в области 3 МПа. Исключение составляет коэффициент С1/С2-С4, который на отрезке снижения давления от 22,7 до 10 МПа незначительно увеличивается, а далее начинает плавно уменьшаться.

Информативность геохимических коэффициентов для диагностирования развития прямого испарения на основе данных о составе пластового газа апробирована на примере Западно-Соплесского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) с использованием результатов контроля ГКХ в процессе разработки. Западно-Соплесское месторождение расположено в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Начальное содержание УВ С5+ составляло 345 г/м3. Тип конденсата метановый. Пластовая температура - 92 °С.

82

о4

СЗ

3

л £ а

и «

о

81

80

79

6,0

4,5

10 15

Давление, МПа

20

25

о4

3,0

1,5

£ а

¡и1 «

о о и о к

0,0

С^СЩ;

N2;

С02:

С,:

Сз:

С4:

С5

Рис. 1. Изменение компонентного состава газа в процессе снижения давления

0

5

60

^ 50

О I

о

а Ё

т 8

и £

к го

40

30

20

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

10 15

Давление, МПа а

20

25

0

5

Рис. 2. Изменение геохимических коэффициентов: а - коэффициенты С^С/С^., С1/С2-С4, С2-С4/С5+, С3-С4/С5+; б - коэффициенты С5+/С6+, С5-С6/С7+, С5/С5+

2,0

О

и

+

с/

/

еГ

т о н

я ^

я я я

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

к х

Я ^

5

я со

1,4

0,8

0,2

• • • • • т _ • • ^^^ •

/г- • • • - • • ■ _ _ • • • • • •

. . .4, .§ * . • • • • г • • •

• * •

11 14

Давление, МПа б

17

10

20

О

и

о

СЙ

н

я ^

я я я

я

я ^

5

Я го

С1 С4/С5.

С1/С2 С4.

Рис. 3. Изменение коэффициентов по различным УВ в составе пластового газа Западно-Соплесского НГКМ при снижении давления:

а - коэффициенты С^С4/С5+, С2-С4/С5+, С3-

С /С •

4 5+'

б

коэффициенты С5+/С6+, С5/С5+, С^С2-С4

8

6

4

5

8

С -С /с

С -С /с ■ «с /с

с5/с5+

Текущее пластовое давление находится ниже области давления максимальной конденсации, которое согласно фактическим промысловым данным диагностируется в диапазоне давлений 7-10 МПа. По сравнению с результатами экспе-

риментальных исследований на РУТ-установке эта область смещена в сторону более низких давлений.

На рис. 3 продемонстрированы построенные зависимости изменения геохимиче-

ских коэффициентов при снижении давления по различным УВ в составе пластового газа Западно-Соплесского НГКМ. Видно, что закономерности по коэффициентам, отражающим различные соотношения между легкими УВ С^О, и группой УВ С5+, идентичны зависимостям, выявленным по данным, полученным в ходе математического моделирования на основе результатов экспериментальных исследований природной газоконденсатной системы (см. рис. 2). Связь между коэффициентами по жидкой фазе (С5+/С6+ и С5/С5+) прослеживается хуже из-за ограниченности промысловой информации. Однако и при этом явно заметно, что значения коэффициентов имеют разную величину и направленность в области давлений до и после максимальной конденсации. Исключение составляет коэффициент С1/С2-С4, зависимость поведения по которому не удалось выявить ввиду разброса фактических данных.

Таким образом, по результатам математического моделирования, основанного на экспериментальных данных, установлен характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений, который подтверждается промысловой информацией. В промысловой практике геохимические коэффициенты, отражающие различные соотношения между УВ, могут быть использованы для диагностирования характера ретроградных процессов, происходящих в пласте. Детализация состава пластового газа еще на стадии экспериментальных исследований поможет расширить выбор наиболее информативных коэффициентов применительно к конкретному месторождению.

Список литературы

1. Дурмишьян А. Г. Газоконденс атные месторождения / А.Г. Дурмишьян. - М.: Недра, 1979. - 335 с.

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

3. Долгушин Н.В. Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений

с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности: дис. ... д-ра тех. наук / Н.В. Долгушин; защита 18.10.07; утв. 14.03.08. - М., 2007. - 400 с.

4. Иванов С.И. Анализ фазовых превращений пластовых систем при разработке Оренбургского месторождения / С.И. Иванов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2007. - № 12. - С. 4-24.

5. Чахмахчев В.А. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоконденсатных локальных объектов / В.А. Чахмахчев, А.А. Аксенов,

Е.А. Барс и др. - М.: ИГиРГИ, 1993. - 335 с.

6. Волков А.Н. Подход к созданию PVT-модели пластового газа газоконденсатного месторождения / А.Н. Волков, А.В. Поляков,

B.В. Смирнов // Инновации в нефтегазовой отрасли: науч.-техн. сб. в 4 ч. Ч. 2: Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования нефтегазоконденсатных пластовых систем. - Ухта: Филиал

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 2015. -

C. 27-37.

7. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. - М.: Грааль, 2002. - 575 с.

8. Riazi M.R. Characterization and properties of petroleum fractions / M.R. Riazi - 1st ed. -Philadelphia, 2005. - 407 p.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.