Инякина Екатерина Ивановна, кандидат технических наук, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
г. Тюмень
Inyakina Ekaterina Ivanovna, PhD, Associate Professor of the «Department Development and operation of oil and gas fields»
Tyumen
Левитина Екатерина Евгеньевна, кандидат технических наук, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
г. Тюмень
Levitina Ekaterina Evgenievna, PhD, Associate Professor of the Department «Development and operation of oil and gas fields»
Tyumen
Рябикова Ксения Олеговна, кандидат технических наук, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
г. Тюмень
Ryabikova Ksenia Olegovna, PhD, Associate Professor of the Department «Development and operation of oil and gas fields»
Tyumen
Инякин Владислав Витальевич, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
г. Тюмень
Inyakin Vladislav Vitalevich, Assistant of the Department «Development and operation of oil and gas fields»
Tyumen
Введение. С расширением объемов бурения морского шельфа и отдалением месторождений от береговой линии возрастает количество добывающих скважин, расположенных в сложных подводно-геологических условиях, что осложняет проведение исследований. Например Юрхаровское месторождение расположено полосой вдоль Тазовского полуострова под акваторией Карского моря. При этом данные, получаемые по результатам исследований необходимы при подсчете запасов и проектировании разработки залежей углеводородов.
Материалы и методы исследований. Моделирование условий эксплуатации месторождения при различных термодинамических состояниях проводилось с целью определения влияния паров воды и фракций нефти на потери конденсата в процессе разработки залежи [6-9]. Эксперименты проводились для определения количества конденсата в составе пластового газа, физико-химических свойств углеводородов и влияния тяжелых фракций нефти на конденсатоотдачу [5, 10]. Прогнозирование потерь конденсата в залежи в зависимости от влияния негативных факторов необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородов и составлении проекта разработки месторождения [11, 13].
Результаты исследований и их обсуждение. В изученной части разреза Юрхаровского месторождения, расположенного на шельфе Тазовской губы выявлены газовые залежи в апт-альб-сеноманском комплексе и газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками в неокомском комплексе. Выделение объектов разработки основывалось на комплексе геолого-геофизических данных, основными из которых являются наличие в разрезе коллекторов и покрышек и единого гипсометрического положения ГВК или ВНК в случае нефтегазоконденсатной залежи. Корреляция разрезов скважин и выделение продуктивных пластов основывались на выборе реперов, похожести каротажных диаграмм, с учётом характера насыщения коллекторов и результатов испытания скважин. В результате экспериментальных PVТ-исследований определялось влияние водяного пара и фракций нефти как составной части углеводородной системы на величину пластовых потерь в залежи. Проведенный анализ выполненных исследований подтвердил, что многокомпонентные углеводородные системы состоят из смеси газа, конденсата и водяных паров, а также фракций нефти, что существенно меняет свойства системы и динамику ее фазовых процессов при разработке Юрхаровского месторождения.
Выводы. Проведенные PVT-эксперименты с целью выявления влияния водяных паров и компонентов нефти, находящихся в составе природного газа показали, что прогнозный текущий и конечный коэффициенты извлечения конденсата завышены. Анализ результатов исследований выявил различное влияние водяных паров на пластовые потери углеводородов в залежи из-за увеличения парциального давления. При наличии пластовой воды в газоконденсатной системе величина КИК уменьшилась до 4-5%. Таким образом определена причина увеличения пластовых потерь конденсата в залежи при разработке нефтегазоконденсатных месторождений на шельфе Карского моря.
Introduction. With the expansion of offshore drilling and the distance of fields from the coastline, the number of production wells located in difficult underwater geological conditions is increasing, which complicates research. For example, the Yurkharovskoye field is located in a strip along the Tazovsky Peninsula under the waters of the Kara Sea. At the same time, the data obtained from the results of research are necessary when calculating reserves and designing the development of hydrocarbon deposits.
Materials and research methods. Modeling of the operating conditions of the field under various thermodynamic conditions was carried out in order to determine the effect of water vapor and oil fractions on condensate losses during the development of the deposit [6–9]. The experiments were carried out to determine the amount of condensate in the reservoir gas, the physicochemical properties of hydrocarbons, and the effect of heavy oil fractions on condensate recovery [5, 10]. Prediction of condensate losses in the reservoir depending on the influence of negative factors must be taken into account when calculating hydrocarbon reserves and drawing up a field development project [11, 13].
Research results and their discussion. In the studied part of the section of the Yurkharovskoye field, located on the shelf of the Taz Bay, gas deposits were identified in the Aptian-Albian-Cenomanian complex and gas condensate deposits with oil rims in the Neocomian complex. The selection of development objects was based on a set of geological and geophysical data, the main of which are the presence of reservoirs and seals in the section and a single hypsometric position of the GWC or WOC in the case of an oil and gas condensate deposit. Correlation of well sections and identification of productive formations was based on the choice of benchmarks, the similarity of well logs, taking into account the nature of reservoir saturation and well test results. As a result of experimental PVT studies, the influence of water vapor and oil fractions as an integral part of the hydrocarbon system on the reservoir losses in the deposit was determined. The analysis of the performed studies confirmed that multicomponent hydrocarbon systems consist of a mixture of gas, condensate and water vapor, as well as oil fractions, which significantly changes the properties of the system and the dynamics of its phase processes during the development of the Yurkharovskoye field.
Conclusions. The conducted PVT-experiments in order to identify the effect of water vapor and oil components that are part of natural gas showed that the predicted current and final condensate recovery factors are overestimated. An analysis of the research results revealed a different effect of water vapor on reservoir losses of hydrocarbons in the deposit due to an increase in partial pressure. In the presence of formation water in the gas condensate system, the CFC value decreased to 4-5%. Thus, the reason for the increase in reservoir losses of condensate in the deposit during the development of oil and gas condensate fields on the shelf of the Kara Sea was determined.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.