К вопросу определения фазовых проницаемостей в системе «Газ - газоконденсат - вода» для коллекторов газоконденсатных месторождений

УДК 553.981.6:[622.031:532/533]

В.М. Троицкий, С.Г. Рассохин, А.Ф. Соколов, А.В. Мизин, В.П. Ваньков

К вопросу определения фазовых проницаемостей

в системе «газ - газоконденсат - вода»

для коллекторов газоконденсатных месторождений

Для прогноза производительности скважин газоконденсатных месторождений (ГКМ), выбора оптимальных технологий извлечения газа и конденсата, построения реалистичных геологических и гидродинамических моделей месторождения необходимы знания о фильтрационных характеристиках пластовой коллекторно-флюидальной системы. На сегодняшний день имеются очень ограниченные и противоречивые данные о фильтрационных свойствах коллекторов ГКМ Западной и Восточной Сибири для системы «газ - газоконденсат - вода». Эти измерения проведены на одиночных керновых образцах и, как правило, с нарушением критериев подобия [1]. Кроме того, в экспериментах часто моделируется отвлеченная, нереалистичная пластовая флюи-дальная система, для которой вместо «родного» конденсата исследуемого месторождения используются смеси непонятного состава и происхождения, а исследования проводятся при атмосферных условиях. В этой связи актуальна постановка научно-исследовательских работ по физическому моделированию фильтрационных процессов ГКМ при пластовых условиях на оригинальном керновом материале и пластовых флюидах в системе «газ - газоконденсат - вода».

Далее в статье рассказывается об отработке методики изучения фильтрационных процессов в системе «газ - газоконденсат - вода» при термобарических условиях залегания углеводородов газоконденсатных месторождений Западной и Восточной Сибири.

Краткая характеристика пластовых условий

Газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой) залежи большинства месторождений Восточной Сибири имеют аномально низкие значения пластовых давлений и температур [2]. Независимо от глубины залегания начальные пластовые давления ниже условного гидростатического иногда на 29 %; пластовые температуры значительно ниже, чем «фоновая» температура на тех же глубинах за пределами залежей, разница температур доходит до нескольких десятков градусов. В качестве причин появления низких термобарических условий в рассматриваемых залежах называются [3] тектонические, физико-географические, геохимические, геотермические, гидромеханические факторы. Комплексом этих факторов можно объяснить любое состояние как недр в целом, так и отдельного объекта в частности. Однако влиянию этих факторов подвержены все залежи, а аномальными параметрами обладают, как правило, только газовые и газоконденсатные месторождения.

В качестве объекта исследования выберем типичное ГКМ Восточной Сибири (месторождение А) с терригенным коллектором и следующими пластовыми условиями: пластовое давление Рпл = 26 МПа, горное давление Ргор = 52 МПа, пластовая температура tJШ = 57 °С.

Краткая характеристика флюидальной системы

Результаты расчетов состава пластового газа в скважинах месторождения А показывают, что потенциальное содержание конденсата составляет порядка 70 г на 1 м3 пластового газа. Экспериментальное исследование рекомбинированной газоконден-сатной системы с таким потенциалом свидетельствует о том, что пластовая система недонасыщена конденсатом. Действительно, при Рпл = 26 МПа давление начала

Ключевые слова:

газоконденсатное

месторождение,

фазовая

проницаемость,

система «газ -

газоконденсат -

вода»,

пластовые условия, ступенчатое разгазирование, давление конденсации, влияние конденсата на фазовую проницаемость.

Keywords:

gas-condensate field, permeability to phase, «gas - gas condensate -water» system, in-situ conditions, differential liberation test,

condensation pressure,

condensate impact to the permeability to phase.

конденсации Рнк = 24,7 МПа, а давление максимальной конденсации Рмк = 5,9 МПа.

Добываемый газ по составу относится к метановым (90,52 % мол.). Содержание углеводородов С5+в равно 1,32 % мол. По величине коэффициента «жирности» газ относится к типу «полужирных». Неуглеводородные газы представлены довольно высокими концентрациями гелия (0,21 % мол.). Содержание азота составляет 1,59 % мол., водорода - 0,05 % мол., углекислого газа - 0,03 % мол. По классификации [3] анализируемый газ относится к гелиенос-ным низкоазотным низкоуглекислым.

Анализ кратких характеристик пластовых условий и флюидальной системы месторождения показывает, что весь конденсат при начальном пластовом давлении находится в растворенном газовом состоянии. В этом случае фильтрационные эксперименты при начальном пластовом давлении должны ограничиваться измерениями фазовых проницаемостей (ФП) только в системе «газ - вода».

Методика определения фазовых проницаемостей в системе «газ - вода» при начальном пластовом давлении

Исследования в системе «газ - вода» при пластовых условиях выполнены на прецизионной установке трехфазной фильтрации Тепаек [4, 5]. В качестве моделей пласта использовались составные модели из кернового материала месторождения А, в качестве флюидов - реком-бинированная газоконденсатная смесь и модель пластовой минерализованной воды данного месторождения.

Характеристики кернового материала

В табл. 1 представлены параметры образцов составной керновой модели пласта (далее -

1-я МП): абсолютная проницаемость каждого образца по азоту объем пор Кпор, длина, диаметр и пористость. В последней строке табл. 1 приведены фильтрационно-емкостные параметры для всей 1-й МП при пластовых условиях.

Значения К^ каждого образца (см. табл. 1) получены по азоту при среднем пластовом давлении, близком к атмосферному, при обжимном давлении 1 МПа и комнатной температуре. Измерения проводились в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 [6]. Значение Кабс для 1-й МП определено по метану при пластовых условиях (см. ранее) и остаточной водонасыщен-ности Кво = 0. Видно, что Кабс, равная 2,26 мД, почти на порядок меньше абсолютных проницаемостей составляющих керновых образцов (измеренных при атмосферных условиях). Значение Кабс используется в дальнейшем при нормировке ФП по газу в системе «газ - вода».

Для нормировки ФП по воде были проведены предварительные измерения абсолютной проницаемости 1-й МП по воде Ка6сН0 при пластовых условиях и 100%-ной водонасыщенно-сти составной модели. Измеренное значение оказалось равным 0,28 мД, что почти на порядок меньше Кабс.

Создание остаточной водонасыщенности

Остаточная водонасыщенность создается по стандартной методике методом центрифугирования [7]. Вначале поровое пространство керновых образцов насыщается полностью пластовой водой. Затем для вытеснения воды из керновых образцов используется центрифуга ^-6МЦ с крестовым ротором и давлением вытеснения 0,45 МПа. В табл. 2 представлены значения Кво каждого образца и сформированной составной модели.

Таблица 1

Технологические характеристики 1-й МП

Лабораторный номер образца КМ2, мД ^ см3 Длина, см Диаметр, см Пористость, %

3 43,21 3,5417 2,905 3,061 16,56

10 32,86 2,2334 2,907 3,06 14,93

12 27,66 3,1937 2,905 3,062 13,65

13 23,46 2,9213 2,907 3,062 14,48

9 23,34 2,9957 2,807 3,063 15,12

22 21,84 2,5909 2,905 3,06 11,64

20 15,99 2,4885 2,908 3,06 12,12

25 14,13 2,5507 2,908 3,06 11,93

1-я МП Кбс = 2,26 22,5159 23,15 3,061 13,94

Таблица 2

Значения остаточной водонасыщенности образцов керна и сформированной

Таблица 3

Компонентный состав натурного и модельного пластовых газов месторождения А

составной МП Содержание, % мол.

Лабораторный номер образца ^во, % Компонент натурный пластовый модельный газ

3 39,7 газ (отбор через установку

10 44,1 подготовки газа 07.04.2011)

12 28,1 Метан 90,52 92,751

13 44,4 Этан 4,57 4,319

9 40,5 Пропан 1,11 0

22 35,4 Изобутан 0,24 0

20 36,9 Бутан 0,36 0,02

25 40,6 Изопентан 0,22 0

1-я МП в сборе 38,51 Бутан 0,15 0,37

Гексан 0,24 0,24

Гептан 0,16 0,16

В качестве пластовой используется мо- Октан 0,13 0,13

Нонан 0,11 0,11

дельная вода типа Cl-Na-Ca, характеризующаяся минерализацией 331 г/дм3 и плотностью

Декан - 0,1615

Декан+ 0,31

1184 кг/м3. Данный состав модельной воды применяется в дальнейшем во всех подготови-

Гексадекан - 0,1485

Гелий 0,21 0

тельных операциях и основном эксперименте. Водород 0,05 0

Модель пластового газа готовится в стро- Азот 1,59 1,59

гом соответствии с результатами газоконденсат- Углекислота 0,03 0

ных исследований проб газа месторождения А. Всего 100 100

В специальном аккумуляторе при пластовых условиях синтезируется достаточное для эксперимента количество газоконденсатной смеси -рекомбинированной пробы газа. Алгоритм приготовления пробы пластового газа прост:

1) по результатам стандартной сепарации на промысле определяются состав газа сепарации и значение конденсатогазового фактора (КГФ);

2) с учетом полученных результатов в специальном РУТ-сосуде при пластовых условиях готовится газоконденсатная смесь.

В табл. 3, 4 приведены характеристики натурного пластового газа месторождения А, а также характеристики синтезированного модельного пластового газа.

Видно, что степень совпадения свойств натурного и модельного газов высокая.

Порядок проведения эксперимента двухфазной фильтрации в системе «газ - вода» при пластовых условиях соответствует отраслевому стандарту ОСТ 39-235-89 [8]. Измерения выполнены при Рпл = 26,0 МПа, ^ = 57,0 °С и Ргор = 52,0 МПа (обжимное давление). При измерении фазовых проницаемостей вода и газ фильтруются по рециркуляционной схеме

Таблица 4

Физико-химические свойства натурного и модельного пластовых газов месторождения А

Свойство Натурный пластовый газ (отбор через установку подготовки газа 07.04.2011) Модельный газ

Плотность газа, г/м3 753,575 753,545

Молярная масса газа, г/моль 18,126 18,126

Содержание фракции С5+, % мол. 1,32 1,32

КГФ фракции С5+, г/м3 62,764 62,763

Молярная масса фракции С5+, г/моль 112,863 112,861

Содержание фракции С10+, % мол. 0,31 0,31

КГФ фракции С10+, г/м3 23,608 23,607

Молярная масса фракции С10+, г/моль 182,610 182,602

Содержание фракции С2-4, % мол. 6,28 4,339

КГФ фракции С2-4, г/м3 98,141 56,947

Молярная масса фракции С2-4, г/моль 35,230 30,199

до тех пор, пока не достигается стационарный режим фильтрации (постоянство перепада давления АР на МП и стабилизация уровней флюидов на сепараторе) [4, 5]. При известных расходах Q¡ и вязкостях каждого флюида значения фазовых проницаемостей воды (ФЦ,) и газа (ФПг) для каждого режима рассчитываются по формулам:

ФП = Я^  ФП = Я 1

АР^

ДР^

где Qв, Qг - расходы воды и газа в соответствующем режиме; ^ = 2,016 мПас и = 0,0232 мПас - динамические вязкости воды и газа соответственно в условиях эксперимента (получены методом Пуазейля по результатам дополнительной экспериментальной фильтрации флюидов по петле тонкого металлического капилляра при пластовых условиях); Ь - длина МП; АР - измеренный перепад давления для данного режима; ^ - площадь поперечного сечения МП.

Для получения значений относительной фазовой проницаемости (ОФП) для воды и газа при различных пропорциях фильтруемых фаз значения ФПв и ФПг нормируются на значения

К

, = 0,28 мД и Кабс = 2,26 мД соответственно:

ФП ФП ОФП =-100%; ОФП =-^ 100%.

в к г к

абс.Н20 абс

Совместная фильтрация воды и газа производится при различных соотношениях (режимах) флюидов в потоке. Применительно к каждому такому соотношению фильтрация продолжается до достижения стационарного режима, при котором проводятся замеры перепада давления, расходов и определяется водо-насыщенность образца. От режима к режиму доля воды в потоке увеличивается (реализуется режим пропитки), и заканчивается эксперимент на фоне фильтрации исключительно воды.

Графики относительных фазовых прони-цаемостей по воде и газу строятся в дальнейшем в зависимости от водонасыщенности модели. Текущие величины водо- и газонасы-щенностей определяются по материальному балансу: подача флюидов регистрируется с большой точностью, обеспечиваемой насосами, а сепаратор высокого давления обеспечивает измерение объемов флюидов на выходе МП для каждой фазы соответственно (погрешность измерения объема с помощью сепаратора ±2-10-8 м3).

Относительная погрешность определения фазовых проницаемостей в эксперименте составляет 1,3 % для газа и 0,8 % для воды (в соответствии с ОСТ 39-235-89 [8] допускается относительная ошибка не более 5 %). Тогда для относительных фазовых проницаемостей в соответствии с формулой (2) погрешности измерения удваиваются: 2,6 % для газа и 1,6 % для воды.

Результаты фильтрационного эксперимента в системе «газ - вода»

В табл. 5 показан порядок смены режимов фильтрации газа и воды через составную керновую МП, а также приведены соответствующие тому или иному режиму показатели системы (параметры МП см. в табл. 1). Измерения проведены при остаточной водонасыщенности модели Кво = 38,51 %. Для нормировки фазовых проницаемостей по газу и воде использовались значения Кабс = 2,26 мД

и К

, = 0,28 мД соответственно.

На рис. 1 приведены зависимости измеренных ФПг и ФПв от водонасыщенности, на рис. 2 - аналогичные зависимости для ОФП.

Анализируя поведение фазовых проницаемостей по газу и воде (см. рис. 1), можно заключить следующее:

1) область совместной фильтрации газа и воды невелика (заключена в диапазоне водо-насыщенностей 0,3851-0,6537 д. ед.);

Таблица 5

Результаты измерения ОФП по газу и воде на составной керновой МП

Режим фильтрации, доля в потоке Насыщенность, д. ед. ФП, мД ОФП, %

газ вода газ вода газ вода газ вода

1 0 0,6149 0,3851 0,1142 0 5,051 0

0,75 0,25 0,4960 0,5040 0,0017 0,0506 0,077 17,82

0,54 0,46 0,4259 0,5741 0,0011 0,0790 0,048 27,83

0,50 0,50 0,3846 0,6154 0,0011 0,0939 0,048 33,07

0 1 0,3463 0,6537 0 0,1157 0 40,74

« 0,15

с ©

0,10

0,05

о газ д вода

—

^50 §

О

40

30

20

10

о газ д вода

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Водонасыщенность, д. ед.

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Водонасыщенность, д. ед.

Рис. 1. Зависимость фазовых проницаемостей по газу и воде от водонасыщенности для составной керновой модели пласта

Рис. 2. Зависимость ОФП по газу и воде от водонасыщенности для составной керновой модели пласта

0

0

2) максимальные значения ФП и ФП в крайних точках области совместной фильтрации практически равны;

3) значения ФП при незначительном увеличении водонасыщенности резко снижаются до нуля;

4) значения ФП с увеличением водонасы-щенности монотонно нарастают практически линейно.

Таким образом, на основании проведенного эксперимента можно заключить, что для коллектора ГКМ А с технологическими характеристиками, представленными в табл. 1, фильтрация газа при реализации режима заводнения практически сразу же прекратится при увеличении водонасыщенности коллектора от 0,4 до 0,5 д. ед.

Результаты измерения относительных фазовых проницаемостей в системах «газ -газоконденсат - вода» на керновых моделях при давлении максимальной конденсации

При разработке ГКМ в режиме «истощения» и постепенного снижения пластового давления в коллекторе выпадает ретроградный конденсат. Его насыщенность, как правило, ниже критической (исключение составляют месторождения с уникально высоким содержанием конденсата, обладающие потенциалом более

300 г/м3), при которой газоконденсат неподвижен (не фильтруется) и, таким образом, представляет собой чистые потери ценного углеводородного сырья. Кроме того, ретроградный конденсат, накапливаясь в пласте, снижает ОФП коллектора по газу и блокирует частично или полностью приток газа к скважине.

На основании многочисленных газокон-денсатных исследований (в бомбах РУТ) пластового газа различных ГКМ [9, 10] становится очевидно, что при потенциальном содержании конденсата 70 г/м3 конденсатонасыщен-ность коллектора месторождения А даже при Рмк = 5,9 МПа будет составлять менее 1 %. При таком малом содержании конденсата его подвижность в коллекторе равна нулю. Вместе с тем конденсат, адсорбированный порами коллектора, оказывает дополнительное сопротивление фильтрации газа, хотя и находящегося в термодинамическом равновесии с конденсат-ной фазой при отсутствии массообмена между ними. Ясно, что сопротивление конденсата фильтрации газа будет максимальным при давлении Рмк.

Далее предлагается методика оценки количества выпавшего в модели конденсата, а также фазовой проницаемости равновесного газа на каждом шаге снижения давления в составной керновой модели пласта месторождения А.

Поскольку для месторождения А жидкий конденсат неподвижен даже в точке максимальной конденсации при давлении 5,9 МПа, предлагается определять фазовые проницаемости при давлении Рмк = 5,9 МПа только по газу (равновесному) и воде. Влияние выпавшего конденсата при этом будет учитываться по его вкладу в величину ФП по равновесному газу и по вкладу в результирующую насыщенность коллектора жидкостями (пластовой водой и конденсатом).

Таким образом, физический эксперимент на составной керновой МП включает два основных этапа:

1) ступенчатое разгазирование МП до Рмк с измерением фазовой проницаемости по равновесному газу на каждой ступени (моделируется истощение пластовой системы газокон-денсатного месторождения);

2) определение фазовых проницаемостей по равновесному газу и воде при Рмк.

Ступенчатое разгазирование

МП и определение фазовой проницаемости

по равновесному газу на каждом шаге

Для формирования составной керновой модели пласта используются те же самые кер-новые образцы (см. табл. 1), но промытые, экстрагированные и высушенные. В результате, формируется вторая керновая МП (далее - 2-я МП), состоящая из тех же образцов керна, что и 1-я МП. Разумно ожидать, что фильтрационные характеристики 1-й и 2-й МП при пластовых условиях будут идентичны. Вместе с тем получены значения абсолютной проницаемости 2-й МП по метану

Кабс = 1,363 мД а по воде - КЛ,Н2С = 0,17 мД

что почти в два раза меньше аналогичных значений для 1-й МП.

Для 2-й МП Кво также создается по стандартной методике методом центрифугирования [7]. В результате получено значение Кво = 50,45 %, что несколько больше значения соответствующего значения для 1-й МП (38,51 %). В фильтрационном эксперименте для 2-й МП использованы те же самые модели пластового газа и пластовой воды, что и для 1-й МП. Испытания по ступенчатому разгазированию проводятся в следующей последовательности.

1. При пластовых условиях месторождения А (см. ранее) и Кво = 50,45 % определяется ФПг на 2-й МП. Значение ФПг оказалось равным 0,582 мД.

2. Фильтрация газа прекращается (фильтрация воды отсутствует на всех этапах разга-зирования), и начинается 1-й этап истощения газоконденсатной смеси в измерительной системе путем медленного увеличения объема системы с помощью высокоточного блока принимающих насосов, который позволяет очень медленно снижать давление в системе. На рис. 3 представлен график снижения давления в системе на 1-м этапе истощения с 26 до 19 МПа. Видно, что темп падения давления ниже 0,2 МПа/ч.

3. После стабилизации системы при давлении 19 МПа возобновляется фильтрация равновесного газа через составную МП. Значение ФПг по окончании 1-го этапа разгазирования оказалось равным 0,516 мД.

4. Второй этап разгазирования заключается в снижении давления в системе с 19 до 13,5 МПа. По завершении 2-го этапа значение ФПг оказалось равным 0,478 мД.

5. Заключительный 3-й этап разгазиро-вания системы состоит в снижении давления с 13,5 МПа до 6 МПа, т.е. до давления Рмк га-зоконденсатной смеси месторождения А. Значение ФП по завершении 3-го этапа снижения давления оказалось равным 0,44 мД.

На рис. 4 представлен график зависимости значений ФП от Рпл при его снижении с начального значения 26 МПа до Рмк = 6 МПа. Рис. 4 показывает, что ФП по равновесному газу при спадании Рпл (истощении) монотонно уменьшается. Уменьшение проницаемости может быть обусловлено двумя основными причинами (рис. 5): 1) увеличением конденсато-насыщенности коллектора 2) уменьшением пористости коллектора, вызванным увеличением эффективного давления Рэфф при уменьшении Рпл. Для оценки влияния каждого фактора на результаты фильтрационных измерений проведены дополнительные исследования Кабс керновой модели по метану при различных Рэфф и С = 57 °С.

На рис. 5 видно, что вклад ретроградной конденсации в результирующее уменьшение ФПг меньше, чем сжимаемости поро-вого пространства за счет увеличения Рэфф. Действительно, за счет выпавшего конденсата ФПг уменьшается на 10 % по сравнению с начальной величиной при снижении Рпл с 26 до 6 МПа, а за счет сжимаемости порового пространства - на 15 %. Суммарное уменьшение фазовой проницаемости по равновесному

« 0,6

I 260

и

1 250

О

V

& 240

Щ

Н

230 220 210 200 190

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 Период времени от начала процесса истощения, ч

25 30 P , МПа

Рис. 3. Временная зависимость падения давления в системе на 1-м этапе разгазирования 2-й МП

Рис. 4. Зависимость ФПг от Рпл (режим

истощения пластовой системы) на составной керновой МП (пластовые

условия месторождения А, см. ранее; параметры модели: 2-я МП, Ь = 0,2162 м)

& 270

Рис. 5. Влияние ретроградной конденсации (зеленая линия) и сжимаемости порового пространства (черная линия) на результирующую кривую зависимости ФПг от падения Рпл

Рис. 6. Зависимость ФПг 2-й МП (L = 0,2162 м) от £ж при разгазировании пластовой системы

газу будет составлять 25 %, что необходимо учитывать во всех технологических расчетах. Вместе с тем важно знать, какому значению керновой МП соответствует каждое полученное значение ФПг при истощении. В данном случае значения ^ были получены по результатам дифференциального разгазирования

газоконденсатной системы месторождения А, выполненного на бомбах PVT. При этом предполагалось, что при малом содержании газоконденсата в пластовом газе (концентрация фракции С5+ составляет порядка 70 г/м3) влияние пористой среды будет незначительным. Указанное предположение подтверждено

в дальнейшем расчетами на математических моделях.

На рис. 6 представлена зависимость ФП составной керновой модели пласта от насыщенности жидкой фазой Sж. Под здесь понимаются суммы Кво = 50,45 % и на каждом этапе разгазирования системы.

В табл. 5 приведены результаты эксперимента по измерению ФП при уменьшении Рпл, выполненные на 2-й МП.

Математическое моделирование процесса истощения газоконденсатной системы на составной керновой модели пласта

Физический эксперимент по ступенчатому раз-газированию модели пласта продублирован методами математического моделирования. При математическом моделировании использованы параметры 1-й МП (см. табл. 1) и пластовые условия месторождения А. Эксперимент представляет последовательную смену двух стадий: установления стационарного режима фильтрации и снижения давления до Рмк с шагом 2 МПа. Всего смоделировано 17 ступеней разгазирования. Расход подающего насоса (на стадиях установления стационарного режима фильтрации) выбран 0,08 см3/мин, что соответствует физическому эксперименту. При этом выход на стационарный режим занимает примерно 20 мин. Расход принимающего насоса выбирается таким, чтобы продолжительность стадии снижения давления занимала порядка 12-14 ч.

На рис. 7 представлена динамика изменения насыщенности конденсатом в РУТ-эксперименте (синяя кривая) по дифференциальной конденсации, используемой при расчете модели газоконденсатной смеси, а также в керновой модели пласта в ходе фильтрационного эксперимента (желтая и красная кривые).

<0,02

0,01

н бомба (диф. конденсация) - аккумулятор — МП {

0

50 100 150 200 250 300

Давление, атм

Рис. 7. Динамика изменения Sк в опыте дифференциальной конденсации, а также в физической МП в ходе фильтрационного эксперимента

Результаты расчета свидетельствуют о том, что в фильтрационном эксперименте на моделях пласта динамика накопления жидкой фазы такая же, как и в опыте дифференциальной конденсации на сосудах PVT. Градиент давления в модели пласта не превышает 8 кПа/м при среднем значении 6 кПа/м, что хорошо соотносится с градиентами давления, используемыми в физическом эксперименте при измерении фазовой проницаемости.

Таким образом, на основании математического моделирования можно заключить, что процессы выпадения конденсата в составной модели пласта при ступенчатом разгазировании и процессы конденсации в PVT-бомбе при дифференциальном разгазировании происходят

Таблица 5

Влияние выпавшего конденсата и сжимаемости порового пространства на фильтрационные характеристики пластовой системы (2-я МП) при снижении Рпл с 26 МПа до Рмк = 6 МПа

ФПг, мД, обусловленная

Рпл, МПа влиянием сжимаемости пор влиянием выпавшего конденсата суммарным/измеренным влиянием сжимаемости и конденсата Як, % Яж, %

26 0,582 0,582 0,582 0 50,45

19 0,547 0,551 0,516 0,17 50,62

13,5 0,524 0,537 0,478 0,41 50,86

6 0,496 0,526 0,440 0,57 51,02

одинаково. При этом динамика насыщенности конденсатом для этих двух экспериментов будет идентичной только при малых градиентах давления на МП.

Определение фазовых проницаемостей по равновесному газу и воде при Рмк

После эксперимента по ступенчатому разгази-рованию 2-й МП выполнены стандартные измерения ФП в системе «газ - вода» (рис. 8, 9; условия измерений: термобарические условия месторождения А, см. ранее; L = 21,62 см). В табл. 6 приведен порядок смены режимов при фильтрации равновесного газа и воды через составную керновую модель пласта (параметры МП, кроме L, см. в табл. 1). Измерения проведены при Кво = 50,45 % и SK = 0,57 %. Для нормировки фазовых проницаемостей по газу и воде использовались значения Ка6с = 1,36 мД и = 0,17 мД соответственно.

Таким образом, методами физического моделирования при пластовых условиях на составной керновой модели пласта проведены исследования фазовых проницаемо-стей в системе «газ - конденсат - вода» при начальном пластовом давлении и давлении максимальной конденсации. При начальных термобарических условиях (Рпл = 26 МПа; Ргор = 52 МПа; /пл = 57 °С) пластовая система по результатам газоконденсатных исследований находится в недонасыщенном состоянии. В этой связи при Рпл = 26 МПа измерения фазовых проницаемостей проведены только в системе «газ - вода».

Анализ поведения фазовых проницаемо-стей по газу и воде при Рпл = 26 МПа показывает следующее:

• область совместной фильтрации газа и воды невелика (заключена в промежутке во-донасыщенностей от 0,3851 до 0,6537);

Рис. 8. Зависимость ФП по газу и воде Рис. 9. Зависимость ОФП по газу и воде

от Sж (конденсат + вода) для составной от £ж (конденсат + вода) для составной

керновой МП керновой МП

Таблица 6

Результаты измерений ОФП по газу и воде на 2-й МП при Рмк = 6,0 МПа

Режим фильтрации, доля в потоке Насыщенность, д.ед. ФП, мД ОФП, %

газ вода газ вода конденсат жидкость газ вода газ вода

1 0 0,4898 0,5045 0,0057 0,5102 0,4401 0 32,29 0

0,75 0,25 0,3581 0,6362 0,0057 0,6419 0,0010 0,0302 0,07 18,17

0,50 0,50 0,2700 0,7243 0,0057 0,7300 0,0005 0,0436 0,03 26,28

0 1 0,2339 0,7604 0,0057 0,7661 0 0,0622 0 37,47

• значения фазовых проницаемостей по газу и воде в крайних точках области совместной фильтрации практически одинаковые;

• фазовая проницаемость по газу при незначительном увеличении водонасыщенности резко уменьшается до нуля;

• фазовая проницаемость по воде с увеличением водонасыщенности монотонно нарастает практически линейно.

До определения фазовых проницаемостей в системе «газ - конденсат - вода» при Рмк проведено 3-ступенчатое разгазирование системы от начального давления 26 МПа до Рмк = 6 МПа. На каждой ступени фиксировалось количество выпавшего конденсата и определялась фазовая проницаемость модели пласта по равновесному газу. По результатам ступенчатого разгази-рования выявлено следующее:

• влияние выпавшего конденсата на фазовую проницаемость по газу (равновесному) незначительно: значение фазовой проницаемости при Рмк = 6 МПа уменьшается всего на 10 % по сравнению со значением при Рпл = 26 МПа;

• конденсатонасыщенность модели пласта при Рмк = 6 МПа составляет всего 0,57 %;

• влияние сжимаемости порового пространства на фазовую проницаемость по газу (равновесному) несколько больше, чем влияние выпавшего конденсата (значение фазовой

проницаемости при Рмк = 6 МПа уменьшается на 15 % по сравнению со значением при Рпл = 26 МПа).

Выполнено исследование фазовой проницаемости в системе «газ - конденсат - вода» при Рмк = 6 МПа, которое показало, что:

• область совместной фильтрации газа и воды при Рмк = 6 МПа заключена в промежутке насыщенности жидкой фазы от 0,51 до 0,7661, т.е. смещается (за счет выпавшего конденсата) по оси насыщенности и немного сужается по сравнению с начальными пластовыми условиями Рпл = 26 МПа;

• значения фазовых проницаемостей по равновесному газу и воде в крайних точках области совместной фильтрации различаются почти на порядок, что свидетельствует о значительно большем влиянии выпавшего конденсата на фильтрацию воды, чем на фильтрацию газа;

• значения фазовой проницаемости по газу при незначительном увеличении водонасы-щенности по сравнению с начальным значением 50,45 % резко уменьшаются до нуля.

На основании проведенного эксперимента можно заключить, что для коллектора месторождения А фильтрация газа при Рмк и незначительном заводнении практически сразу же исчезает, в результате чего добыча газа становится нерентабельной.

Список литературы

1. Клещев К. А. Нефтяные и газовые месторождения России: справ. в 2 кн. Кн. 2: Азиатская часть России / К. А. Клещев, В.С. Шеин. - М., 2010. - 720 с.

2. Гинзбург Г. Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири / Г. Д. Гинзбург, А.Е. Гуревич, А. Д. Резник // Советская геология. - 1971. - № 9. - С. 45-58.

3. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений /

И.С. Старобинец. - М.: Недра, 1986. - 198 с.

4. Relative permeability coreflooding system with data acquisition and control system: operating and instruction manual. - Tulsa: Temco Inc., 1995.

5. Three-phase flow system featuring QUIZIX servo-controlled pumps: operating manual. - Salt Lake City: Terratek, Inc., 1995.

6. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной

и нестационарной фильтрации. - М.: Издательство стандартов, 1985.

7. ОСТ 39-204-86. Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. - М.: Издательство стандартов, 1986.

8. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - М.: Издательство стандартов, 1989.

9. Лапшин В.И. К вопросу классификации пластовых флюидов нефтегазоконденсатных месторождений / В.И. Лапшин,

A.Н. Волков, А.Н. Кульков и др. // Газовая промышленность.- 2014. - № 2. - С. 113-119.

10. Изюмченко Д.В. Практика разработки нефтегазоконденсатных месторождений требует коррекции прогноза компонентоотдачи / Д.В. Изюмченко,

B.И. Лапшин, В.А. Николаев и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 24-27.