Прогноз потерь углеводородов в залежи при разработке газоконденсатных месторождений

Abstract

Проектирование и прогноз разработки газоконденсатных месторождений, сопровождающийся построением гидродинамических моделей (ГМ) формируется на основании PVT–модели пластовой многокомпанентной системы. Для создания такой модели применяется методика, основанная на уравнениях состояния и алгоритме моделирования парожидкостных переходов углеводородных смесей. Выполненные в рамках работы исследования контактным и дифференциальным способом на модели пластового флюида (МПФ) с имитацией процесса естественного истощения залежи доказали, что невысокое конденсатосодержание приводит к меньшим его потерям в пласте. Так на примере пластовой смеси Ковыктинского месторождения выявлено, что данное содержание конденсата в газе смещает давление максимальной конденсации в область более низких пластовых давлений. Продуктивный горизонт П является базовым объектом сосредоточения промышленных запасов газа и составляющих его компонентов. В верхней части терригенного комплекса чорской свиты он представлен средне-мелкозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. По соотношению в разрезе прослоев песчаников и алевро-глинистых отложений парфеновский горизонт разделяется на два обособленных пласта (сверху-вниз: П1 и П2), где глинистая перемычка между ними во многих скважинах отсутствует. Результаты прогноза потерь углеводородов в залежи пласта П1, выполненные с применением алгоритмов моделирования парожидкостного равновесия на модели пластового флюида позволили определить давление начала конденсации, которое составило 25,40 МПа и давление максимальной конденсации равное 7,50 МПа. Данные проведенных исследований позволяют формулировать прогнозные рекомендации по изменению свойств флюидов и коэффициента извлечения конденсата.