Исследование пластового флюида при разработке месторождений на шельфе Kарского моря

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.

1. Брусиловский А.И. Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1985. Вып. 182. С. 67–77.

2. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 с.

3. Волохова А.В., Земляная Е.В., Качалов В.В., Сокотущеннко В.Н. Обзор методов повышения компонентоотдачи при разработках газоконденсатных месторождений // Наука. Инновации. Технологии. 2019. № 3. С. 19–48.

4. Гасанов И.Р. К вопросу определения давления начала конденсации газоконденсатных смесей в процессе разработки // Техника. Технологии. Инженерия. 2018. № 2 (8). С. 1–6.

5. Гамидов Н.Н. Исследование влияния углекислого газа на фазовые превращения газоконденсатных систем и диспергирование ретроградного конденсата // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2021. № 4. С. 17–22.

6. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В. и др. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. М.: Недра, 1995. 432 с.

7. Гриценко И.Ю., Островская Т.Д., Юшкин В.В. PVT-исследования Уренгойского месторождения Ачимовская свита // Изучение углеводородных систем сложного состава. М.: ВНИИГАЗ, 2000. С. 12–15.

8. Гуревич Г.Р., Леонтьев И.А., Непомнящий Л.Я. Влияние неуглеводородных компонентов на величину давления начала конденсации // Газовая промышленность. 1982. № 9. С. 23–24.

9. Катанова Р.К. Инякина Е.И., Грачева С.К. Результаты исследования свойств пластовых систем газоконденсатных залежей Среднетюнгского месторождения // Нефть и газ: опыт и инновации. 2018. Т. 2. № 2. С. 8-28.

10. Краснова Е.И., Грачев С.И. Результаты исследования фазового поведения углеводородов при наличии пластовой воды в газоконденсатной системе // Академический журнал Западной Сибири. 2012. № 4. С. 10.

11. Краснова Е.И., Островская Т.Д. Оценка увеличения продуктивности газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений // Академ. журнал Западной Сибири. 2013. Т. 9. № 6 (49). С. 31.

12. Комплексная технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения / ООО ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 2000. 426 с.

13. Леонтьев И.А., Непомнящий Л.Я. Влияние различных компонентов на давление начала конденсации пластовых смесей // Теория и практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М., 1987. С. 109–113.

14. Медведев С.Г., Соловьев С.Г., Лузин А.А. Опыт разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения с использованием горизонтальных скважин // НТС Вести газовой науки, 2014. № 4(20). С. 23.

15. Островская Т.Д., Гриценко А.И., Желтовский В.И. Метод внесения поправок по влиянию углекислого газа на фазовые превращения пластовых систем // Газовая промышленность. 1988. № 1. С. 44–45.

16. Островская Т.Д., Гриценко И.А. Исследования газоконденсатных смесей, содержащих N2, H2S, СО2 // Газовая промышленность. 1983. № 8. С. 31–32.

17. Островская Т.Д., Инякина Е.И., Краснов И.И. Влияние воды на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения // Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4. № 2. С. 5.

18. Утробин Н.В. Оценка конечного коэффициента извлечения конденсата на гидродинамической модели Термо-карстового ГКМ // Нефтепромысловое дело. 2010. № 12. С. 55–58.

19. Inyakina E.I., Alsheikhly M.D.Z., Katanova R.K. Justification of condensate recovery during development of productive layers in Termokarstovoye field // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. Сер. “International Science and Technology Conference “Earth Science”. Chapter 3”. 2021. Р. 1–6.

20. Krasnov I.I., Ostrovskaya T.D., Krasnova E.I. Features of forecasting condensate recovery on equipment from chandler // Engineering. 2012. Vol. 6. С. 64.

21. Zeinalabideen M.J., Katanova R.K., Krasnov I.I., Inyakina E.I. Study of the effect of formation water during reserves estimation and designing hydrocarbon recovery of oil and gas condensate fields // Periodicals of Engineering and Natural Sciences. 2020. Vol. 8. No. 4. Р. 2029–2034.