Результаты экспериментального моделирования разработки залежей Берегового месторождения

Abstract

Введение. Экспериментальное моделирование разработки выполняется для прогнозирования потерь конденсата в залежи при начальных пластовых условиях и в процессе эксплуатации месторождения. Оценка газоконденсатных характеристик в лабораторных условиях осуществлялась на пробах продукции скважин Берегового месторождения. Исследования проводились ступенчатым отбором из PVT-ячейки газовой фазы при сохранении равновесных условий пластовой системы. При начальных термобарических условиях определялось давление начала и максимальной конденсации изучаемой углеводородной смеси. На заключительной стадии эксперимента при полном истощении пластовой энергии (стандартные условия) были рассчитаны суммарные потери углеводородов для условий Берегового нефтегазоконденсатного месторождения и коэффициент извлечения конденсата. Материалы и методы исследований. В качестве моделей пластовой газоконденсатной системы использовались пробы газа сепарации и насыщенного конденсата. Серия экспериментов выполнялась с использованием рекомбинированных проб в соответствии с конденсатогазовым фактором (см3/м3). Сепарационные пробы отобрались при промысловых исследованиях скважин Берегового месторождения. Опыты проводилась методом контактной и дифференциальной конденсации (при постоянной температуре) на PVT-установке высокого давления. Данные моделирования позволили построить диаграммы в координатах «давление -пластовые потери конденсата» и определить потери углеводородов на весь период разработки месторождения. Результаты исследований и их обсуждение. Экспериментальные исследования продукции газоконденсатных скважин Берегового месторождения показали, что при различных термобарических условиях, отбираемые пробы изучаемого флюида отличаются составом и его свойствами. Результаты исследования проб пластового газа (одна из которых отобрана из скважины Р-77, при совместном испытании пластов показали, что давления начала конденсации газоконденсатной смеси сильно различается (от 16,62 до 25,25 МПа). Причина возможного расхождения обусловлена условиями отбора сепарационных проб. Так проба из скважины Р-77 находилась в двух фазном состоянии, что возможно из-за негеметичности контейнера или недостоверного определения промыслового конденсатогазового фактора (КГФ). Для скважины Р-46 давление начала конденсации составило 19,58 МПа и соответствует пластовому давлению. При исследовании данной газоконденсатной смеси и построении изотерм в области давления максимальной конденсации наблюдался процесс как конденсации, так и испарения. Полученные изотермы являются основой диаграммы в координатах «давление -пластовые потери конденсата», на которой фиксируется критическая точка перехода. Также на основании моделирования свойств углеводородных смесей показаны особенности перехода газоконденсатной системы из газового состояния в жидкое. Дополнительно для расчета КИК определялась плотность конденсата, оставшегося после исследований в PVT-ячейке. По результатам измерения плотность конденсата отобранного из скважины Р-46 составила 0,7913 г/см3, а плотность конденсата по скважине Р-77 ниже и равна 0,7792 г/см3. Рассчитанные коэффициенты извлечения конденсата из недр по данным пробам составили, соответственно - 0,76 и 0,72. Выводы. Таким образом, на основе результатов исследований проб продукции скважин с различными термобарическими условиями, составом и свойствами пластового флюида Берегового месторождения определено давление начала и максимальной конденсации. В результате на основе полученной информации о составе сепараторных пробах создана рекомбинированная смесь, которая использовалась для экспериментального моделирования фазовых процессов пластовой системы. По результатам опыта методом контактной конденсации установлено, что давление начала конденсации составляет соответствует начальному пластовому давлению. Определены факторы, влияющие на изменение конденсатогазового фактора при условиях сепарации. Полученные данные успешно используются для адаптации PVT-моделей, а также других моделей, используемых для расчета системы промысловой сепарации в ходе разработки месторождения.