Резервуарно-геохимическое моделирование газоконденсатнонефтяных залежей

РЕЗЕРВУАРНО-ГЕОХИМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

З.П. Склярова

Вопросы геологического изучения и промышленного освоения двухфазовых газоконденсатнонефтяных (ГКН) залежей приобрели в последние годы особую актуальность. Это связано с освоением во многих регионах глубоких горизонтов, содержащих ГКН залежи вторичного генезиса со значительной долей жидкостной составляющей. Для объектов подобного типа целесообразно включить в комплекс работ по составлению геологических и гидродинамических моделей создание резервуарно-геохимических моделей статического и динамического характера, отражающих распределение свойств флюидов в залежах. Статическая модель отражает начальную фазовую характеристику залежей, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, геохимическую неоднородность, сложившуюся в процессе формирования залежи. В основу составления статической модели могут быть положены характеристики, полученные только при начальных термобарических условиях в залежах. Целью составления динамической модели является увязка данных по начальному распределению свойств флюидов с результатами исследований эксплуатационного периода для уточнения представлений о строении залежи, выявления специфики процессов, происходящих в ней при реализации различных технологий разработки, оценки эффективности применяемого техногенного воздействия с позиций полноты компонентоотдачи, решения вопросов по контролю разработки, оптимизации проектных показателей и технологических решений.

При обосновании геолого-геохимических моделей двухфазовых залежей главной задачей является правильная диагностика фазовой принадлежности проб, полученных при испытании и во время разработки, с целью геометризации газовой шапки и нефтяной оторочки, обоснования начального и текущего гипсометрического положения газонефтяного контакта, определения характера добываемой продукции для раздельной оценки выработанности газовой и нефтяной частей залежи. С геохимической точки зрения, в пробах из поисковых и разведочных скважин необходимо определить принадлежность к газоконденсату, нефти либо их смеси, а в пробах, полученных в процессе разработки, выявить наличие и долю конденсата пластового газа, ретроградно выпавшего конденсата, нефти либо их смеси.

Использование предлагаемых в литературе количественных критериев диагностики нефтей и конденсатов применительно к конкретным объектам показывает, что эти параметры не имеют универсального характера в силу разнообразия состава ГКН флюидов, обусловленного генетическими причинами. Пониманию специфики процессов формирования и изменения свойств жидкой составляющей ГКН залежей в значительной степени способствуют геохимические исследования флюидов на длительно разрабатываемых залежах, а также результаты экспериментального моделирования ретроградной конденсации.

Методические аспекты и практические следствия своевременного и правильного решения этих вопросов проанализированы на примере одной из длительно разрабатываемых ГКН залежей Тимано-Печорского бассейна, в котором широко развиты вторичные газоконденсатные системы с нефтяными подгазовыми зонами различного масштаба. По этим объектам имеется большой объем геохимической информации, полученной в результате многолетних исследований конденсатов, газов и нефтей, отобранных из поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. В круг анализируемых параметров входят:

• интегрированные физико-химические свойства - плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания, показатель преломления;

• данные фракционного и компонентного анализа;

• результаты хроматографических исследований - индивидуальный состав нормальных и изо-преноидных алканов диапазона С10-С40, низкокипящих углеводородов (УВ), входящих в интервал НК-130 °С, аренов состава С6-С8.

В соответствии с действующими официальными документами по подсчету запасов и проектированию разработки считается, что рассматриваемая залежь содержится в ловушке массивного типа, разбитой дизъюнктивными нарушениями различного масштаба на большое количество блоков. При

этом все нарушения не оказывают влияния на гипсометрическое положение газонефтяного и водонефтяного контактов, их отметки приняты одинаковыми во всех блоках - на уровнях -3229 и -3342 м соответственно. Разработка залежи ведется более 20 лет, добывается конденсатный газ. При этом текущий коэффициент извлечения конденсата существенно превышает текущую газоот-дачу - 0,75 против 0,53, в связи с чем при анализе разработки используется понятие «дополнительный жидкий флюид» (ДЖФ), доля которого в жидкостной продукции отдельных скважин превышает 70 %, а в целом по залежи составляет более трети накопленной добычи конденсата.

Следует подчеркнуть, что понятие «ДЖФ», достаточно широко употребляемое в подобных случаях, лишь констатирует увеличение в добываемой продукции жидкостной составляющей, но не объясняет, почему именно происходит это увеличение. Для того чтобы выяснить причины отклонения фактической конденсатоотдачи от проектной, был проанализирован характер изменения состава более 170 проб конденсатов и нефтей, отобранных более чем за 40-летний период, в течение ко -торого пластовое давление в залежи снизилось с начального 34 МПа до текущего 12 МПа.

Начальный состав конденсата, полученного при опробовании первой скважины, пробуренной в сводовой части залежи, позволяет классифицировать его как утяжеленный - 741,5 кг/м3, маловязкий - 1,11 мПахс, с высоким содержанием парафинов - 5,5 % и отсутствием асфальтово-смолистых веществ. Парафины обладают температурой плавления 42 °С, что соответствует температуре плавления алканов н-С21-н-С22. Во фракционном составе отмечается низкая температура начала кипения - 45 °С, выход легких фракций НК-100 оС составляет 20 %, бензинов НК-200 °С - 57 %, широкой светлой фракции НК-300 °С - 78 %. Темп отгона в расчете на 1 °С, рассчитанный в 25-градусном интервале, характеризуется диапазоном 0,2-0,46. Максимальный темп отмечается в интервале 75-100 °С с плавным снижением по мере роста температуры выхода фракций (рис. 1, 2).

В индивидуальном составе бензинов доминирующую роль играют алкановые УВ, составляющие 53,97 %, содержание цикланов равно 40,84 %, доля аренов - 5,19 % отн. В алифатических УВ преобладают разветвленные структуры, концентрация которых составляет 30,48 %. Среди алици-

0 50 100 150 200 250 300 350

Температура, °С

Рис. 1. Начальный фракционный состав конденсатов, нефтей и ГКН смесей

«

о

о

о

2

о

Я

Н

-Є

0

К

м

1 о К

а

п

к

о

«

О

0,5

0,4

0,3

0,2

3 0,1 й л -Є

О

із

и 0,0

До 50 50-75 75-100 100-125 125-150 150-175 175-200 200-225 225-250 250-275 275-300

Температура, °С

Рис. 2. Темп отгона на 1 °С конденсатов, нефтей и ГКН смесей

клических компонентов превалируют циклопентановые УВ - 21,47 %. В гомологических рядах низ-кокипящих УВ отмечаются следующие характерные черты. В нормальных алканах максимум приходится на нормальный гептан, ему уступает гексан, концентрация октана еще ниже. В разветвленных алканах повышенное содержание связано с УВ изо- и антеизотипов. Среди циклопентанов преобладают транс-замещенные стереоизомеры. В циклогексановых УВ резко доминирует метилци-клогексан. Примечательна высокая концентрация толуола. Среди аренов состава С8 максимальное содержание регистрируется для мета-ксилола, в меньшем количестве содержится орто-ксилол, еще меньшая часть приходится на пара-ксилол. Минимальная концентрация среди изомеров выявлена для этилбензола.

Начальный состав нефтей позволяет отнести их к очень легким - 820-828,2 кг/м3, высокопара-финистым - 6,33-12,98 %, малосмолистым - 2,6-4,3 %, мало- или безасфальтеновым - 0-0,43 %, малосернистым - 0,13-0,52 %. Парафины характеризуются температурой плавления 53-57 °С, соответствующей нормальным алканам С24-С26. Температура начала кипения колеблется от 49 до 77 °С. До 100 °С отгоняется 3-9 % об., до 150 °С - 15,5-17 % об., до 200 °С - 27-28 % об., до 300 °С -48-50 % об. Темп отгона на 1 °С изменяется от 0,18 до 0,32 % об. Максимум отмечается в интервале 125-150 °С. При этом отмечается его увеличение до 0,26 в интервалах 250- 275 °С и 275-300 °С.

В высокомолекулярных алканах фиксируется концентрационный ряд до С34, значительная для высокопарафинистых нефтей доля изопреноидных структур - 9,39 %, преобладание нечетных н-алканов над соседними четными в области С15-С19, превалирование пристана над фитаном.

При опробовании на поисковом этапе в одной из скважин широкого интервала (около 300 м) получен приток газоконденсатнонефтяной смеси, которая имеет промежуточные характеристики по сравнению с конденсатами и нефтями. Плотность смеси изменяется от 768 до 800 кг/м3, содержание парафинов - от 7,03 до 8,25 %, смол - 1,48-2,15%, асфальтены отсутствуют. Фракционный состав смесей отчетливо отражает промежуточный характер проб, интенсивность выхода фракций в расчете на 1 °С в 25-градусном интервале варьирует от 0,16 до 0,32-0,34 % об. Важно, что поведение этого параметра отражает незакономерную и нестабильную обогащенность отдельными фракциями (рис. 2).

Для увязки данных, полученных на поисково-разведочном этапе, с результатами эксплуатационного периода рассмотрены свойства флюидов, полученных из эксплутационных скважин. При этом проанализированы результаты определения состава газовой и жидкой частей добываемой углеводородной продукции эксплуатационных скважин, проведено сравнение их с начальными значениями, осуществлено сопоставление динамики состава жидкой фазы и текущих величин пластового давления в период отбора проб.

В основу диагностики фазовой принадлежности проб положены следующие положения. Если бы продукция всех эксплуатационных скважин была представлена только конденсатом пластового газа, то в условиях разработки залежи на истощение это выражалось бы в закономерном снижении содержания конденсата и параллельном уменьшении его плотности, молекулярной массы, коэффициента преломления, температур отгона равных объемов дистиллятных фракций (рис. 3 а). Значения интегрированных параметров могут колебаться в каком-то диапазоне при сохранении общей тенденции (рис. 3 а).

Рис. 3. Типовая направленность изменения параметров конденсата при разработке на истощение: а - интегрированные параметры, б - распределение длинноцепочечных алканов

В индивидуальном составе длинноцепочечных алканов во времени происходило бы резкое снижение длины концентрационного ряда, вплоть до самых низкомолекулярных соединений, входящих в определяемый диапазон (рис. 3б).

В действительности при снижении пластового давления в процессе разработки изменения состава флюидов выглядят по-иному (рис. 4).

Практически во всех эксплуатационных скважинах (обозначены на рис. 4 разными значками) получена жидкостная продукция с более высокими значениями, нежели начальная величина плотности, содержания парафинов, смол, температуры отгона (90 % объема), определенная по пробам из первой скважины. Сравнение реальных показателей состава продукции, добываемой из конкретных скважин, отражает значительную долю среди изученных проб флюидов, более тяжелых по сравнению с прогнозируемым составом. Это утяжеление может быть обусловлено двумя причинами: присутствием в продукции нефти либо ретроградно выпавшим при снижении пластового давления конденсатом.

Таким образом, для выявления характера процессов, происходящих в залежи, необходимо все изученные пробы разделить на три группы. Первую группу составляют пробы, представляющие продукцию скважин, не содержащую примесь нефти либо ретроградно выпавшего конденсата, выделившегося из пластовой углеводородной системы на первых этапах разработки вследствие падения

210 -

д

д

^ 170 -

д

X о к д

0 о

д

♦

>4

&-

У ’ к л о « о ♦ -Й 1

♦ & 130 - н & 1—

♦ ♦ ф, 4Гг л

♦ 1 4 о о л

£ 110 - о %

1

— 90 - #-

3 5 3 0 2 52 Пластовое д 0 1 1вление, МПа 51 05 70 -3 5 3 0 2 5 Пх гас Г01 ое да 0 вл ан ие, М 1 Па 5 1 0 5

в г

Рис. 4. Изменение свойств жидкой фазы в зависимости от пластового давления (кривые отражают изменение состава газоконденсата, не содержащего примесей): а - плотность, б - молекулярная масса, в - коэффициент преломления, г - температура выхода 50 % объема

давления в залежи. Ко второй группе относятся пробы из скважин, работающих смесью газоконденсатного и нефтяного флюида. Третью группу образуют пробы, представляющие собой смесь пластового и ретроградно выпавшего конденсата. С этой целью было проанализировано изменение основных параметров продукции в зависимости от даты отбора, а также от текущего пластового давления в данной скважине. Кроме того, обоснованы типовые модели динамики состава продукции для названных выше трех типов.

Для скважин «сухого поля» при разработке, сопровождающейся последовательным падением пластового давления, характерно последовательное облегчение жидкой фазы вследствие пластовых потерь. Это проявляется в снижении плотности, молекулярной массы, показателя преломления добываемого конденсата, уменьшении температуры выхода равных объемов дистиллят-ных фракций. В компонентном составе сокращается концентрация парафинов, исчезают смолы. Газохроматографические исследования отражают последовательное сокращение длины концентрационного ряда регистрируемых УВ за счет наиболее длинноцепочечных УВ. Кривые разгонки и кривые темпа отгона, рассчитанные по результатам фракционного анализа, характеризуют рост во времени низкокипящих соединений и сокращение доли высококипящих фракций.

Состав смешанных проб, содержащих примесь нефти, естественным образом зависит от ее доли в добываемой продукции. При значительном количестве нефти возрастают плотность и молекулярная масса, во фракционном составе проявляются увеличение роли высококипящих соединений, рост остатка от разгонки, в компонентном составе появляется и увеличивается концентрация парафинов, смол и при большой доле нефти - асфальтенов. Присутствие нефти отчетливее всего отражается в высокомолекулярных алканах: по данным газожидкостной хроматографии регистрируется удлинение концентрационного ряда до С33-С40.

Необходимо отметить, что состав добываемой продукции, содержащей примесь нефти, существенно зависит от этапа разработки: на начальной стадии примесь нефти вызывает относительно небольшое утяжеление жидкой фазы по сравнению с типовой зависимостью, поскольку в этот период добывается наиболее тяжелый конденсат. Самые интересные и неочевидные сочетания проявляются на поздних стадиях разработки при появлении в продукции эксплуатационных скважин небольшой доли нефти. В такой ситуации интегрированные параметры физико-химических свойств будут в целом соответствовать очень легкому конденсату, но кривые темпа отгона показывают появление или рост (в зависимости от стадии разработки) высококипящих фракций. На поздних этапах разработки в составе продукции может наблюдаться «провал», обусловленный отсутствием средней части. Это связано с резким облегчением состава конденсата, который может быть представлен целиком низкокипящими бензиновыми компонентами. Небольшая примесь нефти при этом не отражается на параметрах фракционного состава, но она обязательно проявится в концентрационном ряду алканов в виде присутствия длинноцепочечных - до С40 н-алканов. Именно такие изменения зафиксированы в продукции многих скважин в последние годы.

Наиболее сложной задачей является определение в продукции выносимого ретроградно выпавшего конденсата. Здесь следует иметь в виду, что на первых этапах снижения пластового давления выпавший в залежи конденсат по составу наиболее тяжелый. Однако из-за небольшого объема в пласте не достигается порогового насыщения, и выноса этих компонентов, как правило, не происходит. Со временем состав выпадающего конденсата облегчается, на каком-то этапе он может быть подобен первичному. Однако необходимо отметить, что, говоря о подобии, подразумевается подобие общих интегрированных параметров физико-химических свойств. Индивидуальный состав низкомолекулярных УВ выпавшего конденсата отличается от его начального состава, полученного из скважины при первичном опробовании. Это продемонстрировали результаты экспериментального моделирования и изучения состава ретроградно выпавшего конденсата на разных ступенях снижения давления.

Как показано во многих исследованиях, вынос ретроградно выпавшего конденсата и появление его в продукции добывающих скважин происходят при превышении определенного порога насыщения порового объема коллектора. Поскольку выпавшая часть по составу тяжелее добываемого в этот период конденсата, то его появление в продукции в целом приводит к изменению плотности и связанных с нею параметров в сторону увеличения, но это можно зафиксировать при большой доле ретроградно выпавших компонентов. Если же их доля невелика, что бывает чаще всего, то уловить ее по таким грубым критериям, как плотность и вязкость, практически невозможно. Однако появление ретроградного конденсата в продукции скважин сказывается на изменении темпа отгона дис-тиллятных фракций, и на фоне закономерного его изменения появляются «всплески», связанные с поступлением дополнительного флюида иного по сравнению с основной массой состава. В отличие от примеси нефти это поступление отражается в средней части кривых разгонки и кривых темпа отгона и не сопровождается появлением на хроматограммах пиков, отвечающих самым длинноцепочечным алканам.

Следует еще раз подчеркнуть, что большим подспорьем в диагностике появления в продукции ретроградного конденсата служат данные индивидуального состава низкокипящих соединений, потому что именно в них проявляются закономерности ретроградного испарения (конденсации) УВ различных классов.

Для всех проб, отобранных из скважин в эксплуатационный период, была проведена диагностика и определена их принадлежность к трем охарактеризованным выше группам. Примеры динамики свойств флюидов для разных групп показаны на рис. 5, 6.

Рис. 5. Пример динамики свойств добываемой жидкостной продукции в скважинах, работающих газоконденсатом (кривые отражают изменение состава газоконденсата, не содержащего примесей): а - плотность, кг/м3, б - молекулярная масса, в - показатель преломления, г - температура выхода 20 %

объема, д - температура выхода 50 % объема, е - температура выхода 80 % объема

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

а б в

где

Рис. 6. Пример динамики свойств добываемой жидкостной продукции в скважинах, работающих ГКН смесью

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

При этом была уточнена диагностика конкретных проб, результаты ее положены в основу резер-вуарно-геохимической модели залежи, элементы которой приведены на рис. 7. На нем показаны приуроченность скважин к тектоническим блокам, положение интервалов опробования, распределение эффективных прослоев. Последовательно (рис. 7а - д) проанализирована динамика разбурен-ности при существовавших термобарических условиях и тип полученного флюида. Выполненный анализ позволил существенно уточнить представления о строении залежи.

Гипсометрическое положение поверхности газонефтяного контакта (ГНК) при подсчетах запасов принималось на абсолютной отметке (-3228)-(-3229) м по всей площади залежи, т.е. все нарушения оценивались как проводящие. Последнее не подтверждается фактическими данными по динамике пластового давления, накопленными за период разработки. Сравнение величин пластового давления по скважинам различных блоков показывает, что в скважинах западного блока пластовое давление до последнего времени остается повышенным по сравнению с остальной частью залежи (30,74-31,53 МПа против 12,76-17,79 МПа) и ненамного отличается от начального. Состав продукции скважин западного блока не укладывается в общую зависимость содержания компонентов С5+ в добываемом газе от пластового давления, она намного тяжелее проектных значений. Это дает серьезные основания предполагать экранирующую роль нарушения, разделяющего центральный и западный блоки, что служит причиной различного положения ГНК и водонефтяного контакта (ВНК) на западе и в центральной части залежи.

1967-1972 г.г.

Рпл.«34,14МПа

Западный блок Центральный блок Восточный блок

1982-1983 г.г. Рпл.= 28 МПа

1990-1993 г.г.

Рпл = 32-34 МПа Рпл.= 21,5 МПа Рпл.= 25,7 МПа

г

2004 г.

Рпл.= 30,74 МПа Рпл.= 12-13 МПа Рпл.= 14-15 МПа

д

Рис. 7. Уточнение положения ГНК по геохимическим данным. Слева от ствола скважин показаны эффективные толщины; справа - интервалы опробования: желтый цвет - газоконденсат, коричневый - нефть, штриховка - ГКН смесь, розовый -буровой раствор. Диагностика типа флюида: на рис. 7а-г - по принятой модели, на рис. 7д - по предлагаемой модели. Части залежи: желтый цвет - насыщение газоконденсатным флюидом, коричневый - нефтью, штриховка - область возможного положения ГНК. ГНК = -3229 м - уровень, принятый при подсчете запасов, ГНК = -3170,8 м - уровень, полученный в результате

резервуарно-геохимического моделирования

Исходя из этого при обосновании начального положения ГНК результаты опробования и характер продукции следует рассматривать раздельно для западного, центрального и восточного блоков. Исследования показывают, что в термобарических условиях, близких к начальным, были пробурены и опробованы четыре скважины (рис. 7а). Западный блок в начальный период был вскрыт единственной скважиной, в которой из очень широкого интервала (295 м) получен приток смешанного по составу флюида - нефти и конденсатного газа. В центральном блоке были пробурены три скважины, по результатам их опробования начальное положение ГНК определяется на уровне между абсолютными отметками: -3122,3 м (подошва эффективных газонасыщенных прослоев) и -3278,7 м (кровля нефтенасыщенных прослоев). Следует отметить, что определение гипсометрического положения ГНК и ВНК существенно затрудняет испытание, проведенное в очень широких интервалах, причем не только в эксплуатационных, но и в разведочных скважинах.

Таким образом, если принимать во внимание только результаты поискового и разведочного бурения, когда пластовое давление было близко к начальному, то данных для обоснования положения флюидальных контактов явно недостаточно, залежь на тот период была недоразведана. Область возможного положения ГНК показана на рис. 7а, б штриховкой.

Информация, полученная в дальнейшем при эксплуатационном разбуривании залежи, позволяет локализовать положение ГНК (рис. 7б-г) и принять его на уровне -3179 м, т.е. на 50 м выше, чем следует из официально действующего подсчета запасов. Таким образом, объем нефтенасыщенной части залежи изначально был значительно большим, чем принято по подсчетным и проектным документам. На залежи ведется добыча не только из газоконденсатной части, но также достаточно активно разрабатывается и нефтяная оторочка. Раздельный учет выработанности запасов газа, конденсата и нефти при этом не ведется.

Приведение в соответствие реальной картины распределения газоконденсатной и нефтяной частей залежи позволяет избавиться от необходимости «подгонять» фактические данные под действующую модель, привлекать для объяснения несоответствия между проектными и фактическими показателями новые результаты лабораторного моделирования пластовых потерь, увеличивая начальные значения пластового давления и содержания конденсата.

Следует заметить, что тенденция увеличения газонасыщенного объема за счет недооценки или полного игнорирования нефтенасыщенной части распространена достаточно широко. Однако эти несоответствия неизбежно проявляются при разработке, вызывают большие расхождения между проектными и фактическими показателями, заставляя искать для их объяснения различные причины.

Поскольку изученность рассматриваемой залежи при начальных термобарических условиях была недостаточной, автором привлекались данные по скважинам, в которых продукция была получена при сниженном относительно начального пластовом давлении. Такая ситуация наблюдается на практике весьма часто. При этом следует определить, не является ли присутствие нефти в продукции скважин следствием подъема поверхности газонефтяного контакта, вызванного отборами газа. Для получения однозначного ответа на этот вопрос необходим анализ динамических процессов для определения энергетических предпосылок подъема ГНК и выяснения характера его продвижения. В рассматриваемом случае законтурная область не обладает достаточной гидродинамической активностью, позволяющей предположить активный водонапорный режим и перемещение оторочки вверх законтурными водами за счет снижения давления в сводовой части залежи. В такой ситуации может сформироваться только конусообразное подтягивание нефти в зоне максимальной депрессионной воронки.

Для оценки возможности появления в продукции ретроградно выпавшего конденсата целесообразно проведение количественного ретроспективного анализа степени насыщения эффективного объема залежи ретроградно выпадавшей жидкой фазой на различных этапах снижения пластового давления, сопоставив эти данные с динамикой состава продукции. Это помогло бы оценить реальные масштабы ретроградной конденсации, уточнить диагностику ДЖФ, реконструировать динамику выноса нефти и ретроградного конденсата.

Выводы

1. Для получения полноценных, не противоречащих фактическим данным моделей двухфазовых ГКН залежей необходимо обоснование резервуарно-геохимических моделей, которое помогает определить начальное положение границ фазовых разделов и предложить правильные проектные решения по разработке.

2. Изучение таких сложнопостроенных объектов, к каким принадлежат залежи рассматриваемой территории, должно производиться с помощью поинтервального опробования поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Испытание широкими интервалами не дает возможности определять характер насыщения отдельных пропластков.

3. Для двухфазовых ГКН залежей абсолютно необходимым является полное исследование проб флюидов, получаемых при начальных термобарических условиях. Анализ состава углеводородной продукции, получаемой из поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, должен проводиться с использованием разработанного и охарактеризованного выше комплекса методов, доказавшего при апробации свою результативность.

4. Для выявления процессов, происходящих в двухфазовых залежах при разработке, целесообразно для каждой залежи проводить серию экспериментальных работ на установках РVT, которые сопровождались бы не только общими оценками пластовых потерь, но и определением состава продукции, соответствующей конкретным ступеням снижения пластового давления с дифференциацией параметров для пластового, добываемого и ретроградно выпавшего конденсата. С помощью таких работ можно будет в дальнейшем проводить уверенную диагностику типа флюидов, определять динамику реального извлечения конденсата, раздельно оценивать выработанность газовой и нефтяной зон залежи.

5. Игнорирование данных о составе углеводородных флюидов приводит к несоответствиям между принятыми при проектировании разработки моделями и реальной ситуацией. В рассматриваемом случае по действующим проектным документам на залежи ведется добыча газоконденсата. При этом количество извлеченной жидкой фазы более чем в полтора раза превышает проектный уровень, что нельзя объяснить только выносом ретроградно выпавшего конденсата, очевидно, что на месторождении ведется добыча нефти.