CC BY
22
УДК 622.279:547.2
Особенности определения газоконденсатных характеристик при освоении глубокозалегающих месторождений с большой продуктивной толщей
В.И. Лапшин1*, А.Г. Посевич1, А.А. Константинов1, А.Н. Волков2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1А
* E-mail: V_Lapshin@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В статье на примере Карачаганакского и Вуктыльского нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) рассмотрены особенность и результаты определения газоконденсатных характеристик (ГКХ) на месторождениях углеводородов (УВ) с большой эффективной толщей, а именно: компонентного состава пластового газа, потенциального содержания УВ С5+, физико-химических свойств конденсата (плотности, молекулярной массы), PVT-характеристик пластового газа, прогнозных зависимостей потенциального содержания УВ С5+ при снижении пластового давления. Показано, что залежь Карачаганакского НГКМ является классическим примером того, как влияние сил гравитации приводит к существенному изменению состава и других ГКХ по толщине залежи. Наиболее выражена дифференциация по УВ С5+. Концентрация группы УВ С5+ увеличивается с глубиной (3700...5200 м) в 3 и более раз. Также увеличиваются плотность и молекулярная масса конденсата.
В статье изложены два метода расчета изменения компонентного состава по глубине залежи, предложенные: один - В.Ф. Перепеличенко; другой - А.И. Брусиловским и О.Ю. Баталиным, которые основывались на строгих соотношениях термодинамики и конкретном учете реальных свойств флюидов. Показано, что расчетные значения изменения содержания УВ С5+ по глубине залежи несколько отличаются от фактических, что, очевидно, связано с использованием упрощенной модели пластовой смеси, в которой УВ С5+ моделировались только н-унодеканом (nC11H24).
Приведены начальные термобарические условия залегания, а также компонентный состав пластовой смеси Вуктыльского НГКМ. В отличие от Карачаганакского НГКМ содержание УВ С5+ по разрезу залежи Вуктыльского НГКМ меняется не так существенно, а именно от 308 до 382,5 г/м3; с увеличением глубины залежи увеличиваются плотность и молекулярная масса С5+. Анализ результатов исследований фазовых превращений пластовой газоконденсатной смеси Вуктыльского НГКМ на установках PVT позволил определить фазовые характеристики пластовой смеси данного месторождения. Для оценки текущего содержание УВ С5+ и конденсатоизвлечения в процессе снижения пластового давления рассчитан баланс распределения УВ С5+, ожидаемого в процессе разработки объектов Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ.
Ввиду того что изменение данных ГКХ по глубине залежи на различных НГКМ в зависимости от условий формирования может проявляться по-разному, для сравнения степени изменения ГКХ по глубине авторами введено понятие интенсивности изменения (градиента) ГКХ с глубиной залежи. Градиент содержания УВ С5+ на Карачаганакском НГКМ в 5 раз выше, чем на Вуктыльском НГКМ, а изменение плотности и молекулярной массы интенсивнее в 1,2.1,5 раза. Незначительное, порядка 20 %, увеличение содержания С5+ при значительной мощности (более 800 м) продуктивного горизонта на Вуктыльском НГКМ свидетельствует о том, что гравитационный фактор не являлся превалирующим при формировании этой залежи.
Ключевые слова:
Карачаганакское
месторождение,
Вуктыльское
месторождение,
определение
газоконденсатной
характеристики,
изменение свойств
конденсата
по толщине залежи,
PVT-характеристики
пластового газа,
потенциальное
содержание
конденсата.
В последние годы открыты и введены в разработку уникальные по запасам глу-бокозалегающие месторождения - газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсат-ные (НГКМ), которые имеют либо большую мощность, такие как Карачаганакское и Вуктыльское НГКМ, либо огромную площадь, например, Астраханское ГКМ, ачи-мовские залежи Уренгойского НГКМ, Оренбургское НГКМ и др. [1]. Определение газоконденсатных характеристик (ГКХ) данных месторождений связано с наличием аномально высокого пластового давления (АВПД), высокими температурами, низкими коллекторскими свойствами вскрытых пластов. При значительной мощности залежи под действием сил гравитации происходит изменение ГКХ по глубине. Если же площадь залежи существенно больше ее толщины, возможно изменение ГКХ
Таблица 1
Основные геологические характеристики газоконденсатных залежей Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ
Параметр Карачаганакское НГКМ Вуктыльское НГКМ
Глубина залегания, м 3730.5000 (газоконденсат) 2400.3500
Пластовое давление Рпл (среднее), МПа 52.64 34,4.37,3
АВПД 1,2.1,4 -
Пластовая температура Тпл, К 334.367 320.338
Коллектор Карбонатный
Пористость, % 5,5.24 7,3.15,4
Проницаемость, мкм2 0,12-10-3.3,0 0,1-0-3.4,5
Начальное содержание С5Н12+ в сухом газе, г/м3 (для газоконденсатной части залежи) 350.1000 308.382,5
по площади. В ряде случаев существует вероятность изменения ГКХ как по глубине, так и по площади.
К основным ГКХ углеводородных флюидов и продукции газоконденсатных и нефте-газоконденсатных залежей относятся1: компонентный состав пластового газа; потенциальное содержание (ПС) углеводородов (УВ) С5+; физико-химические свойства конденсата - плотность (р) и молекулярная масса (М, г/моль); изотермы конденсации пластового газа; баланс распределения УВ С5+ при снижении пластового давления и др.
В статье на примере Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ (табл. 1) рассмотрены особенность и результаты определения начальных ГКХ на месторождениях с большой толщиной продуктивного пласта.
Карачаганакское НГКМ
Карачаганакское НГКМ расположено в под-солевых отложениях Прикаспийской впадины в интервале глубин 3600.. .5600 м. Залежь приурочена к крупному карбонатному массиву размерами 15^30 км; высота продуктивной толщи составляет 1600 м. В продуктивной части обосновано выделение девонской, каменноугольной и пермской систем. Месторождение введено в разработку в 1984 г.
Значение Рпл в залежи изменяется от 52 МПа у кровли (на глубине 3700 м) до 60 МПа у подошвы (на глубине 5200 м),
1 См.: Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: в 2 ч. / разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др.); утв. ОАО «Газпром» 05.08.2010, введ. 29.04.2011. - М.: Газпром ЭКСПО, 2011. - Ч. 1, 234 с. - Ч. 2, 319 с.
в этом же интервале отметок значение 7,пл возрастает от 343 до 358 К (рис. 1). Начальный компонентный состав пластовой смеси, извлеченной из скважин Карачаганакского НГКМ, приведен в табл. 2.
Залежь служит классическим примером того, как влияние сил гравитации приводит к существенному изменению состава и других ГКХ по глубине залежи. Наиболее выражена дифференциация по содержанию УВ С5+, концентрация которых увеличивается с глубиной в три и более раз; аналогично ведут себя р и М конденсата (рис. 2). Содержание компонентов С2...С4 и С02 практически не меняется, а сероводорода - увеличивается незначительно.
В случае залежей с продуктивным пластом большой толщины традиционный подход к определению компонентного состава может привести к неточной оценке запасов УВ и, как следствие, показателей разработки. Первые оценки [2] изменения компонентного состава по разрезу продуктивной толщи Карачаганакского НГКМ проводились по формуле Больцмана с использованием выражения
к - к0
■Л,- (к0)ехр
Л, (к) =-
ЯТ
X (ко)ехР
„г к - к0
М &-0
' ЯТ
(1)
где п, - молярная доля ,-го компонента смеси на глубине к; к0 - глубина залегания кровли; М - молекулярная масса ,-го компонента смеси; g - ускорение свободного падения; Я - универсальная газовая постоянная.
О.Ю. Баталиным, А.И. Брусиловским и др. [2-5] предложен более точный метод расчета изменения компонентного состава и давления по глубине залежи. Метод основывается
3 3500
4000
4500
5000
5500
о о\ о Кровля
\ °
Оо • ос _____я. ж? ГНК
ВНК
5Я ■Р
О •• °о Ч°о О о о ) о Кровля
■. и о\р О о'. о О О Ё О О о _ о
ГНК ВНК о о ?о »Оо о о о ° V0— V* 8
51
55
59 а
63 67
Р , МПа
330
340
350 б
360 370
т ,к
Рис. 1. Зависимость Рпл (а) и Тпл (б) на Карачаганакском НГКМ от глубины залегания (к) УВ: ВНК, ГНК - водо- и газонефтяной контакты соответственно
Начальный компонентный состав пластовой смеси, извлеченной Карачаганакского НГКМ на различных глубинах
Таблица 2 из скважин
Скважина Интервал перфорации, м Середина интервала перфорации, м Содержание пластовой смеси, % мол. Конденсат С5+
С С 2' ' ' 4 С 5+ Н2Б со2 К2 М, г/моль ПС, г/м3
2 3777.3791 3784,0 10,24 5,36 3,39 5,82 0,59 140 312
6 4975 4997 9,41 9,33 3,65 5,22 0,55 164 717
3737.3850 3793,5 9,9 - 3,11 5,33 0,92 142 330
100 3880.3930 3905,0 9,74 7,19 3,46 5,35 0,54 148 442
107 3842.4323 4082,5 9,55 6,71 3,32 5,18 1,18 140 390
118 3758.4470 4114,0 9,6 7,69 3,53 5,17 0,85 148 473
101 3992.4312 4152,0 12,56 7,25 3,33 6,62 0,35 156 470
2 4154.4343 4248,5 9,37 6,69 3,11 5,33 0,92 146 406
3803.4830 4316,5 10,50 7,90 3,80 5,90 0,63 160 532
6 4360.4528 4444,0 12,09 7,49 4,79 3,27 0,57 149 464
11 4427. 4543 4485,0 10,22 7,23 3,88 6,23 0,64 149 448
115 4559.4798 4678,5 11,18 7,83 3,63 5,01 0,77 154 501
35 4700 . 4722 4711,0 8,04 8,9 3,85 2,89 0,6 155 573
11 4698.4728 4713,0 10,93 8,73 3,48 6,28 0,92 154 559
14 4850.4982 4916,0 9,13 9,58 6,17 3,03 0,69 165 657
19 4870.4965 4917,5 10,20 9,94 3,41 6,16 0,56 165 682
121 4793.5053 4923,0 11,8 12,06 4,10 5,20 - 188 943
9 4950.4995 4972,5 10,58 10,72 5,34 3,54 1,52 170 758
7 4968.4981 4974,5 11,62 10,04 3,29 6,35 0,95 172 718
5 5054.5063 5058 9,03 13,36 3,36 5,73 0,59 190 1055
20 5060.5080 5070 11,4 10,4 3,42 6,08 0,82 206 933
207 5044.5177 5110 11,63 18,26 4,69 3,94 0,89 227 1724
на строгих соотношениях термодинамики, более корректно учитывает реальные свойства флюидов и в окончательном варианте представлен следующей формулой [5]:
Л (12) = ^ (А)ехр
ЯТ
(к2 -1)
(2)
где - летучесть /-го компонента на глубине 11; Л(12) - искомое значение летучести на глубине 12.
В табл. 3, 4 приведены результаты расчета состава модельной смеси, подобной по составу пластовой смеси Карачаганакского НГКМ, при изменении глубины от 10 = 4000 м
3 3500
4000
4500
5000
5500
<ь О
с с 8 \о А
ГНК --"1 ) гя о »
внк
200 600 1000 1400 1800
ПС С5+, г/м3, в сухом газе
О , о
с я4- з
ГНК р оЧ. СО"- о
внк ...... •.....
120 140 160 180
б
200 220 240
Ы, кг/кмоль
Рис. 2. Зависимость ПС (а) и молекулярной массы (б) конденсата Карачаганакского НГКМ от глубины
Таблица 3
Результаты расчета состава модели пластовой смеси Карачаганакского НГКМ по глубине
(методика ВолгоУралНИПИгаза)
Параметр Абсолютная отметка, м
4000 4200 4400 4600 4800 5000
Содержание, % мол Н2Б 3,69 3,703 3,713 3,722 3,728 3,732
С02 4,79 4,839 4,886 4,930 4,971 5,008
N2 0,70 0,700 0,699 0,697 0,696 0,694
СН4 75,40 74,735 74,041 73,321 72,565 71,770
С2Н6 5,45 5,454 5,455 5,453 5,447 5,438
С3Н8 2,62 2,647 2,673 2,697 2,720 2,740
1С4Н10 0,43 0,439 0,447 0,455 0,464 0,471
пС4Н10 0,94 0,959 0,977 0,996 1,013 1,031
пС11Н24 5,98 6,522 7,105 7,731 8,401 9,116
Тпл, К 343,0 345,8 348,6 351,4 354,2 357
Рпл, МПа 58,1 59,0 59,9 60,8 61,7 62,7
Содержание пС11Н24, г/м3 388,8 424,1 462,0 502,7 546,2 592,7
до к = 5000 м. Расчеты, результаты которых приведены в табл. 3, проведены авторами статьи по формуле (1). Изменение состава модельной смеси, приведенное в табл. 4, рассчитано по формуле (2) [5]. Глубина оценивалась исходя из представленных в табл. 3, 4 температур, шаг изменения к = 200 м.
Результаты расчетов (см. табл. 3, 4) имеют незначительное расхождение, что свидетельствует о возможности использования для оценочных расчетов более простой методики ВолгоУралНИПИгаза.
Расчет более точным методом [5] свидетельствует, что содержание пС11Н24, модели-
рующего в расчетах группу УВ С5+, изменяется с глубиной от 5,98 (к0) до 8,95 (к0 + 1000 м), т.е. практически возрастает в 1,5 раза. Аналогично ведут себя плотность и молекулярная масса стабильного конденсата. Вместе с тем молярная доля метана в смеси уменьшается на 4,19 %. Содержание гомологов метана в пластовом газе изменяется в среднем от 9,44 до 10 % мол. Наблюдается относительное постоянство количества неуглеводородных компонентов (Н28 и С02).
На рис. 3 приведено сравнение результатов расчетных [2-5] и фактических значений изменения содержания УВ С5+ по глубине
Таблица 4
Изменение состава модели пластовой смеси Карачаганакского НГКМ по глубине [5]
Параметр Абсолютная отметка, м
к0 = 4000 к0 + 200 к0 + 400 к0 + 600 к0 + 800 к0 +1000
Н2Б 3,69 3,76 3,83 3,9 3,96 4,02
со2 4,79 4,86 4,93 5 5,07 5,14
о N2 0,7 0,7 0,69 0,69 0,69 0,69
о4 (и Й « р сн4 75,4 74,58 73,73 72,88 72,05 71,21
С2Н6 5,45 5,48 5,52 5,54 5,56 5,58
С3Н8 2,62 2,67 2,72 2,76 2,8 2,84
е « о О 1С4Н10 0,43 0,44 0,45 0,47 0,48 0,49
ПС4Н10 0,94 0,97 1,00 1,03 1,05 1,08
ПС11Н24 5,98 6,54 7,13 7,73 8,34 8,95
Тш, К 343 345,8 348,6 351,4 354,2 357
Рпл, МПа 58,1 59 59,9 60,8 61,7 62,7
ПС5+ , г/м3 388 425 463 502 542 581
Примечание: ПС С5+ в расчетах приводятся в граммах на метр кубический с учетом того, что молекулярная масса С11Н24 равна 153,3 г/моль.
3 3500
4000
4500
5000
5500
• о о • ^акт насчет [5]
•• о к г > °
ГНК ч • о ч ¿6 о а. О
ВНК
200
400
600
800
ПС С5+, г/м3
Рис. 3. Сравнение расчетных и фактических содержаний С5+ по глубине Карачаганакского НГКМ
Карачаганакского НГКМ. Следует отметить, что расчетные значения потенциального содержания конденсата несколько отличаются от фактических, что, по-видимому, связано с использованием упрощенной модели пластовой смеси, в которой УВ С5+ моделировались только н-ундеканом (пС11Н24).
С учетом изменений термобарических условий ГКХ в процессе освоения на Кара-чаганакском НГКМ выделены три эксплуатационных объекта: I - газоконденсатный
Таблица 5
Геолого-физическая характеристика I, II и III объектов Карачаганакского НГКМ
Параметр Объект
I II III
Этаж газоносности, м 750.850 700.800 200
Эффективная мощность (максимальная), м 490 300 170
Начальное значение Рпл (среднее), МПа 53,9 56,9 60
Тш (средам °С 75 83 87
ПС С5+ в газе сепарации, г/м3 470 640 -
Газосодержание нефти, м3/т - - 600
1000
нижнепермский с нижней границей на глубине 4550 м; II - газоконденсатный в карбоне с нижней границей на глубине 5000 м; III - нефтяной в карбоне на глубине более 5000 м (табл. 5).
Для оценки текущего содержания и коэффициента извлечения конденсата (КИК) С5+ в процессе снижения Рпл рассчитан2 баланс распределения УВ С5+, ожидаемого в процессе разработки I объекта рассматриваемого месторождения (табл. 6 и рис. 4).
Табл. 6 и рис. 4 показывают, что КИК может составить по I объекту разработки 41,5 %, а с учетом давления забрасывания (Рзбр ~ 15 МПа), по-видимому, не превысит 33 %. Аналогичные расчеты показали, что КИК
См.: Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г.А Зотова, З.С. Алиева. - М.: Недра, 1980.
Таблица 6
Результаты расчета баланса распределения С5+ в процессе снижения пластового давления
(Карачаганакское НКГМ, I объект)
Этап Рпл, МПа Пластовые потери С5+, г/м3 Текущее содержание С5+, г/м3 Накопленный отбор С5+, г/м3 Содержание С5+ в газовой фазе пласта, г/м3 КИК, %
0 54,5 0,00 471,00 0,00 471,00 0,00
1 41,0 0,00 471,00 47,10 423,90 10,00
2 35,0 90,90 417,53 88,85 291,25 18,86
3 30,0 173,60 308,90 119,74 177,62 25,42
4 25,0 240,70 202,13 139,96 90,31 29,71
5 20,0 282,50 112,54 151,21 37,28 32,10
6 15,0 299,70 55,44 156,75 14,52 33,28
7 10,0 299,20 37,11 160,46 11,38 34,07
8 5,0 288,20 59,92 166,46 16,38 35,34
9 2,5 280,50 107,35 177,19 13,28 37,62
10 0,1 275,60 182,40 195,43 0,00 41,49
^ 500
400
300
200
100
10
20
30
50 ^
40
40
50
30
20
10
0 60
Р ,МПа
Рис. 4. Баланс распределения С5+ в функции давления (Карачаганакское НКГМ, I объект)
0
0
для II объекта разработки (начальное содержание С5+ равно 640 г/м3) соответственно составит примерно 35 % при Рпл = 0,1 МПа, а при Рзбр = 15 МПа не превысит 29 %.
Вуктыльское НГКМ
Вуктыльское НГКМ введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1968 г. Пластово-массивную газоконденсатную залежь вмещают преимущественно карбонатные каменноугольные и нижнепермские отложения, залегающие на глубинах 2100.3300 м. Вскрытый разрез (до глубины 6,4 км) слагается силурийскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми и четвертичными отложениями. Основная залежь Вуктыльского
НГКМ приурочена к органогенным известнякам, продуктивная толща которых по вертикали составляет около 800 м. Известняки перекрыты 50 .100-метровой покрышкой. Залежь массивная сводовая, тектонически ограниченная. Резервуар залегает в диапазоне глубин 2400.3300 м. Имеется нефтяная оторочка.
Начальные термобарические условия залегания пластовой смеси Вуктыльского НГКМ: Рпл = 34,8.37,3 МПа, Тпл = 320.338 К. С глубиной увеличиваются как пластовое давление, так и температура (рис. 5).
Начальный компонентный состав пластовой смеси представлен в табл. 7, согласно которой содержание конденсата почти линейно (от 308 до 382,5 г/м3) изменяется по разрезу
S 2400 2600 2800 3000 3200 3400
34
35
36 а
Ö..
о" О ч о .. О
о \ \о
о "ь о \ о\ ЧР
37 38
P ,МПа
320
325
330 б
335
Рис. 5. Начальные термобарические условия залегания пластовой смеси Вуктыльского НГКМ: а - давление; б - температура
340
T ,К
Таблица 7
Начальный компонентный состав пластовой смеси, извлеченной из скважин Вуктыльского НГКМ [1]
Скважина Возраст отложений Интервал перфорации (средняя глубина), м ПС С5+, г/м3 Содержание, % мол. С5+
СН4 CÄ C3H8 C4H10 С5+ M, г/моль р, г/см3
3 Нижняя пермь 2413.2874 (2643) 338,2 74,8 8,7 3,9 1,8 6,4 127 0,7382
8 2746,8.2562,7 (2654) 319,8 74,3 9,4 3,9 1,8 6,2 123 0,7419
11 Средний карбон и нижняя пермь 2322.2348; 2442.2607 (2464) 349,9 74,2 9,0 3,9 1,5 7,0 120 0,7360
12 2847.2515 (2682) 299,3 75,6 9,1 3,5 1,5 5,9 122 0,7409
21 3248.2982 (3115) 345,5 75,6 7,7 3,5 1.9 6,6 126 0,7478
26 Средний карбон 3230.3324 (3277) 365,1 73,8 9,2 3,9 1,9 6,5 135 0,7581
28 3366.3332 (3349) 357,4 74,8 9,1 3,8 1,8 6,4 134 0,7573
14 Нижний карбон 3194.3309; 3378.3390 (3292) 375,0 74,6 8,9 3,8 1,8 6,5 130 0,7487
388,0 74,5 8,9 3,7 1,8 6,7 137 0,7572
залежи. Доля основных компонентов С2...С4 по мере углубления остается практически неизменной, а плотность и молекулярная масса УВ С5+ увеличиваются.
В процессе разведки и в начале освоения Вуктыльского НГКМ исследованы фазовые превращения пластовой газоконденсатной смеси на установках РУТ3 (УГК-3). Результаты этих исследований (табл. 8) свидетельствуют о следующем:
• давление начала конденсации (Рнач.конд) изменяется от 32,6 до 34,6 МПа;
• давление максимальной конденсации (Рмакс.конд) нестабильного конденсата - от 15 до 17,6 МПа;
• количество выпавшего нестабильного конденсата при Рмакс.конд - в диапазоне
Акроним от англ. pressure, volume, temperature (давление, объем, температура).
490.550 см3/м3; стабильного - в диапазоне 295.395 см3/м3;
• недонасыщенность системы - от 0,86 до 10,38 %;
• по мере увеличения глубины уменьшается недонасыщенность, или разница между Р и Р
пл нач.конд
На базе начальных максимальных и минимальных значений ПС С5+ рассчитаны кривые динамики содержания С5+, которые, в принципе, отражают фактическое изменение содержания конденсата в добываемом пластовом газе в процессе разработки месторождения (рис. 6). Подобный подход к прогнозированию содержания С5+ при снижении Рпл позволяет наиболее корректно описывать диапазон возможного фактического изменения содержания С5+ в процессе разработки залежи.
Таблица 8
Результаты PVT-исследований пластового газа скважин Вуктыльского НГКМ
Показатель Скв. 8 Скв. 11 Скв. 21 Скв. 26 Скв. 14 Скв. 3
Середина работающего (вскрытого) интервала, м 2536 2392 2941 3107 3223 2965
Рпл, МПа 34,8 33,7 35,3 36,5 36,3 34,5
Гш, К 325,6 320,6 334,4 335,6 334,3 321,15
Рначжшд, МПа, нестабильного С5+ 32,6 30,2 33,9 34,6 34,2 34,2
Р МПа- макс.конд'
• нестабильного С5+ 17,5 17,5 15,0 17,6 17,4 15,2
• стабильного С5+ 10,0 15,1 11,0 15,0 10,0 10,0
Недонасыщенность системы, % 6,32 10,38 3,96 5,20 5,78 0,86
Содержание С5+, г/м3 319 349 345 365 375 338
400
300
200
100
10
20
30
max - 388 г/м3
min - 299 г/м3
40
P ,МПа
Рис. 6. Сравнение расчетного и фактического содержаний УВ С5+ в добываемом газе при разработке Вуктыльского НГКМ на истощение
0
0
Р.М. Тер-Саркисовым и др. [6] приведены результаты расчетного моделирования изменения состава газа по скважинам Вуктыльского НГКМ при снижении Рпл (табл. 9), которые в целом отражают возможное изменение содержания отдельных компонентов смеси в процессе разработки.
Авторами настоящей статьи рассчитан усредненный баланс распределения углеводородов С5+ в процессе разработки Вуктыльского НГКМ на истощение (табл. 10 и рис. 7).
Ранее на примере Карачаганакского НГКМ показано, что в залежах с большим этажом продуктивного горизонта происходит существенное изменение содержания, плотности и молярной массы УВ С5+ по глубине залежи. Под влиянием гравитационных сил
пластовая смесь у кровли может представлять газоконденсатную систему, а в нижней части -легкую нефть с большим количеством растворенных в ней углеводородов. При этом переход от газоконденсатной к газонефтяной системе осуществляется без образования поверхностей раздела.
Однако изменение ГКХ по глубине залежи на тех или иных НГКМ в зависимости от условий формирования может проявляться по-разному. Авторами статьи по методике ВолгоУралНИПИгаза выполнен расчет изменения содержания УВ С5+ по глубине залежи Вуктыльского НГКМ (табл. 11, рис. 8). Согласно рис. 8 фактическое распределение УВ С5+ по глубине залежи Вуктыльского НГКМ существенно отличается от расчетного.
Таблица 9
Изменение состава добываемого газа по скважинам Вуктыльского НГКМ в процессе разработки при снижении пластового давления [6]
Рпл, МПа Содержание, % мол. ПС С5+, г/м3
СН4 C2H6 C3H8 C4H10 C5+ n2
32,4 74,80 8,80 3,90 1,80 6,40 4,30 359
24,1 77,30 8,77 3,75 1,65 3,90 4,63 219
20,8 78,06 8,72 3,70 1,60 3,25 4,67 182
17,7 78,72 8,70 3,65 1,55 2,70 4,68 151
14,7 79,27 8,70 3,60 1,55 2,20 4,68 123
12,3 79,70 8,75 3,55 1,50 1,85 4,65 104
49,8 79,90 8,80 3,55 1,50 1,60 4,65 90
Таблица 10
Расчетный баланс распределения С5+ на примере скв. 26 Вуктыльского НГКМ
Рпл, МПа Пластовые потери С5+, г/м3 Содержание С5+, г/м3 Суммарное извлечение С5+ из пласта, г/м3 Содержание С5+ в газовой фазе пласта, г/м3 КИК, %
37 0 365,0 0 365 0
34,6 0,00 365,0 36,5 328,5 10
30 75,00 320,9 68,6 221,4 18,7
25 152,00 225,4 91,1 121,9 24,9
20 220,00 121,8 103,3 41,7 28,3
15 235,00 55,8 108,9 21,1 29,8
10 233,00 44,4 113,3 18,7 31,0
5,5 232,00 48,1 118,1 14,9 32,3
5 230,00 53,5 123,4 11,5 33,8
3 225,00 74,2 130,9 9,1 35,8
0 220,00 140,8 145 0 39,7
"3 400
300
200
100
100
200
— пластовые noi — содержание к( — КИК, % гери конденсата, г/м3 шденсата, г/м3
300
40 ^
30
20
10
0
400
P , кгс/см2
Рис. 7. Баланс распределения компонентов С5+ на примере скв. 26 Вуктыльского НГКМ
0
0
Таблица 11
Изменение состава пластовой смеси Вуктыльского НГКМ на абсолютных отметках к = 2464...3292 м согласно формуле (1)
Параметр к, м
2464 2590,4 2716,8 2843,2 2969,6 3096 3222,4 3348,8 3349
Содержание, % мол. СН4 74,20 73,844 73,481 73,099 72,712 72,308 71,893 71,462 74,80
С2Н6 9,00 9,015 9,029 9,039 9,048 9,055 9,059 9,061 9,10
С3Н8 3,90 3,932 3,963 3,993 4,023 4,051 4,078 4,104 3,80
С4Н10 1,50 1,522 1,544 1,566 1,587 1,609 1,629 1,650 1,80
С5Н12+ 6,20 6,481 6,777 7,089 7,419 7,767 8,133 8,519 6,40
н2Б 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,00
со2 0,1 0,101 0,102 0,102 0,103 0,104 0,105 0,105 0,10
к2 5,1 5,104 5,107 5,108 5,108 5,107 5,105 5,101 4,00
М С5+ = /(к), г/моль 120,29 122,36 124,43 126,50 128,57 130,64 132,71 134,79 134,00
ПС С5+, г/м3 310,24 329,87 350,803 373,062 396,809 422,070 448,989 477,637 356,74
р С5+, г/см3 0,7360 0,7382 0,7419 0,7409 0,7478 0,7581 0,7572 0,7573 0,7573
3 2400 2600' 2800 3000 3200 3400 3600
о ч> результаты ГКИ О расчетподаннымтабл.11
Ч 1 \
ч О ••
X ч
с •ч ч
300 350 400 450 500 Содержание УВ С5+, г/м3
Рис. 8. Расчетное и фактическое содержание УВ С5+ по глубине залежи Вуктыльского
НГКМ: ГКИ - газоконденсатные исследования
Для сравнения степени изменения ГКХ по мере погружения залежей авторами введено понятие градиента ГКХ, т. е. интенсивности изменения ГКХ залежи. В частности, рассматриваются градиенты следующих ГКХ: давления (АРпл/ДА), температуры (АТпл/АА), плотности (Ар/АН), молекулярной массы (АМ/АН) и содержания (АС5+/АН) конденсата С5+. Фактические и модельные (расчетные)
значения перечисленных величин представлены в табл. 12, из которой следует:
1) средние градиенты давления и температуры для Карачаганакского НГКМ соответственно равны 0,0054 МПа/м и 0,0154 К/м, а для Вуктыльского НГКМ - 0,0027 МПа/м и 0,0174 К/м, т.е. градиент давления на первом месторождении выше чем на втором, а градиенты температуры примерно одинаковы;
2) интенсивность изменения плотности и молекулярной массы конденсата Карачаганакского НГКМ соответственно в 1,2 и 1,5 раза выше, чем конденсата Вуктыльского месторождения;
3) градиент (АС5+/АА) на Карачаганакском месторождении в 5 раз выше, чем на Вук-тыльском.
Незначительное, примерно на 20 %, увеличение содержания УВ С5+ при наблюдаемой толщине продуктивного горизонта в 800 м на Вуктыльском НГКМ свидетельствует о том, что гравитационный фактор, по-видимому, не является превалирующим при формировании залежи. Следовательно, мето-ды1,2 расчета содержания УВ С5+ по глубине залежи с учетом гравитационной составляющей [2-6], результаты которого достаточно адекватно описывают распределение содержания УВ С5+ по глубине залежи Карачаганакского НГКМ, очевидно, не всегда могут применяться в отношении других месторождений.
Таблица 12
Сопоставление фактических и расчетных градиентов содержания и плотности УВ С5+ по глубине залежи Карачаганакского и Вуктыльского НГКМ
Показатель Карачаганак Вуктыл
факт модель факт модель
Глубина кровли ГНК, м 3700.5000 3700.5001 2600.3349 2392.3223
Содержание С5+, г/м3 400.1100 390.715 299,3.388 308.380
р, г/м3 0,760.0,810 - 0,732.0,757 -
М, г/моль 130.155 156,3 127.137 116.126
Ар/АН, (г/м3)м 0,538 9,25 0,18 0,086
ДС5+/ДН, (г/м3)* м-1 0,000041 - 0,000034 -
ДМ/АН, м-1 0,02 - 0,013351 -
Вскрытая толщина Н, м 1300 1300 749 831
Тш, К 340.360 321.334 321.334
Рпл, МПа 53.59 34,7.36,9
АРпл/АН, МПа/м 0,0054 0,0027
АТпл/АН, К/м 0,0154 0,0174
Список литературы
1. Лапшин В.И. Формирование, состав
и компонентоотдача пластовых флюидальных систем тубокозалегающих карбонатных залежей: обз. инф. / В.И. Лапшин, В.А. Николаев, Д.В. Изюмченко и др. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - 118 с.
2. Баталин О.Ю. Прогнозирование состава пластовой смеси и давления по глубине залегания залежи / О. Ю. Баталин,
А. И. Брусиловский, Н. Г. Вафина и др. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1984. - № 10. - С. 9-11.
3. Баталин О.Ю. Фазовое равновесие многокомпонентных смесей в гравитационном поле / О.Ю. Баталин, С. Л. Критская,
Н.Г. Вафина // Тр. МИНХиГП
им. И.М. Губкина. - 1985. - № 192. - С. 96-101.
4. Баталин О.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов / О.Ю. Баталин, А.И. Брусиловский, М.Ю. Захаров. - М.: Недра, 1992. - 224 с.
5. Баталин О.Ю. Опыт изучения термодинамических свойств многокомпонентных смесей: обз. инф. / О.Ю. Баталин, С. Л. Критская // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1987. -№ 12. - 50 с.
6. 6. Тер-Саркисов Р.М. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений / Р.М. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев. -
М.: Недра, 1998. - 344 с.
Special features in determination of gas-condensate characteristics during development of deep-seated fields with huge productive strata
V.I Lapshin1*, A.G. Posevich1, A.A. Konstantinov1, A.N. Volkov2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Ukhta Subsidiary of the Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1A, Sevastopolskaya street, Ukhta, the Komi Republic, 169300, Russian Federation
* E-mail: V_Lapshin@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Exemplified by Karachaganak and Vuktyl oil-gas-condensate fields the peculiar features and results of gas-condensate characteristics (GCC) determination at the fields with huge productive strata are studied. Namely, these are the following GCCs: component composition of in-situ gas, potential yield of C5+ hydrocarbons, physical-chemical properties of condensate (density, molecular mass), PVT-characteristics of in-situ gas, prognosticative dependencies of C5+ potential yield in case of pore pressure reduction. Article shows that a deposit of Karachaganak field is a classic example of how the influence of gravity brings considerable alteration of GCCs depth-wise a deposit.
Diversification is best expressed in case of C5+ hydrocarbons. Concentration of C5+ hydrocarbons increases 3 times and more at depths of 3700.5200 m. Density and molecular mass of condensate also increase.
The article reveals two methods for calculating variances of component composition at depths. The first method has suggested by V.F. Perepelichenko, the second one has been suggested by A.I. Brusilovskiy and O.Yu. Batalin, who have based on the strict laws of thermodynamics and have taken into account the real properties of fluids. It is shown that the calculated modulations of C5+ differ from the factual measurements; obviously it occurres due to application of a simplified in-situ fluid pattern where the C5+ hydrocarbons have been simulated only by n-C11H24.
Unlike Karachaganak field, C5+ yield of Vuktyl field changes depth-wise more delicately (from 308 to 382,5 g/m3); when depth of the deposit increases, values of density and molecular mass of C5+ also increase. PVT-plant analysis of phase transformations of Vuktyl in-situ gas-condensate fluid has enabled determination of phase characteristics of Vyktyl fluids. To estimate current C5+ yield and its recovery factors at reduction of pore pressure values, authors have calculated a balance of expected C5+ distribution during development of Karachaganak and Vuktyl deposits.
As GCCs' depth-wise transformations can manifest themselves differently depending on deposit generation conditions at various hydrocarbon fields, in order to compare extents of GCC fluctuations authors introduce a new term "GCC gradient" meaning intensity of GCC depth-wise transformations. Gradient of C5+ yield at Karachaganak field is five times higher than at Vuktyl, and gradients of density and molecular mass are 1,2.1,5 times higher. Low (nearly 20 %) increase of C5+ yield in case of considerable thickness (more than 800 m) of the productive horizon at Vuktyl field evidences that the gravity factor has not dominated while this deposit has been forming.
Keywords: Karachaganak field, Vuktyl field, determination of a gas-condensate characteristics, alteration of condensate properties thickness-wise a deposit, PVT-characteristics of in-situ gas, potential condensate yield.
References
1. LAPSHIN, V.I., V.A. NIKOLAYEV, D.V. IZUMCHENKO et al. Forming, composition and recovery factors of in-situ fluidal systems from deep-seated carbon-bearing deposits [Formirovaniye, sostav i komponentootdacha plastovykh flyuidalnykh sistem glubokozalegayushchikh karbonatnykh zalezhey]: review. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010. (Russ.).
2. BATALIN, O.Yu., A.I. BRUSILOVSKIY, N.G. VAFINA et al. Prognosis of in-situ fluid composition and pressure depthwise a deposit [Prognozirovaniye sostava plastovoy smesi i davleniya po glubine zalezhi]. Neftepromyslovoye Delo i Transport Nefti. 1984, no. 10, pp. 9-11. (Russ.).
3. BATALIN, O.Yu., S.L. KRITSKAYA, N.G. VAFINA. Phase equilibrium of multicomponent mixtures in the field of gravity [Fazovoye ravnovesiye mnogokomponentnykh smesey v gravitatsionnom pole]. Trudy MINKhiGP im. I.M. Gubkina. 1985, no. 192, pp. 96-101. (Russ.).
4. BATALIN, O.Yu., A.I. BRUSILOVSKIY, M.Yu. ZAKHAROV. Phase equilibria in systems of natural hydrocarbons [Fazovyye ravnovesiya v sistemakh prirodnykh uglevodorodov]. Moscow: Nedra, 1992. (Russ.).
5. BATALIN, O.Yu., S.L. KRITSKAYA. Experience of studying thermodynamic properties of multicomponent mixtures [Opyt izucheniya termodinamicheskikh svoystv mnogokomponentnykh smesey]: review. Razrabotka i Ekspluatatsiya Gazovykh i Gazokondensatnykh Mestorozhdeniy. Moscow: VNIIEgazprom, 1987, no. 12. (Russ.).
6. TER-SARKISOV, R.M., V.G. PODYUK, V.A. NIKOLAYEV. Scientific fundamentals improving performance of gas-condensate fields [Nauchnyye osnovy povysheniya effektivnosti razrabotki gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Moscow: Nedra, 1998. (Russ.).
