Оценка потерь углеводородов в залежи пласта Т1-А при разработке Среднетюнгского месторождения

Abstract

Введение. Экспериментальные РУТ - исследования многокомпонентной газо-конденсатной смеси для определения потерь углеводородов при наличии конденсационной воды в залежи, проводились на рекомбинированных пробах газа сепарации, конденсационной воды и насыщенного конденсата. Пробы пластового флюида отбирались при промысловых исследованиях из скважин, эксплуатирующей газоконденсатную залежь пласта Т1-А Среднетюнгского нефтегазоконденсатного месторождения. Материалы и методы исследований. При эксплуатации нефтегазоконденсатной залежи на истощение компонентный состав (смесь углеводородов и паров воды) добываемой газо-конденсатной системы изменяется, что оказывает влияние на пластовые потери углеводородов, а также на свойства флюидов и динамику их фазового поведения в процессе разработки месторождения. Экспериментальное моделирование условий эксплуатации при различных термодинамических состояниях проводилось с целью определения влияния конденсационной воды на величину извлечения конденсата в процессе разработки. Результаты исследований и их обсуждение. В процессе формирования месторождения образуются в течении геологического времени конденсационные воды при инверсии ловушек с газовыми и газоконденсатными залежами. В залежах при высоких давлениях и температуре количество водяных паров увеличивается, что оказывает отрицательное влияние на величину пластовых потерь углеводородов. В результате моделирования на экспериментальной рУт - установке определялось влияние водяного пара как составной части углеводородной системы на фазовое поведение конденсата в залежи и на величину текущих пластовых потерь в залежи. Учитывать, что многокомпонентные углеводородные системы состоят из смеси газа, конденсата и водяных паров, что существенно меняет свойства системы и динамику ее фазового состояния в процессе разработки. Выводы. При проведении многократных РУТ - опытов определено давление начала конденсации. Из полученной графической зависимости видно, что при контактном и дифференциальном методе исследования начало выпадения конденсата равно пластовому давлению, при наличии в газо-конденсатной системе воды процесс конденсации усиливается. При этом давление максимальной конденсации смещается в сторону начального пластового давления. Характер кривой «пластовых потерь» указывает на усиление процесса конденсации в присутствии конденсационной воды в продукции скважины. При наличии воды до 5 % возросли потери конденсата в залежи, соответственно величина КИК уменьшилась.