7.9. Поправка на отклонение свойств углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта

Поправки на сверхсжимаемость углеводородных газов (_н и _к) вводятся в подсчетную формулу для учета отклонения свойств углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений Р_н.пл и Р_к.

Величина _н учитывает сверхсжимаемость газа в зависимости от начального пластового давления, температуры и компонентного состава газа и определяется по формуле:

,

где Z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Для пластовых условий Z определен по графику Брауна исходя из значений приведенных давлений и температур, приведенных на единую плоскость сравнения конкретно для каждой залежи.

Приведенное давление (Р_пр) определено как отношение пластового давления к псевдокритическому, а приведенная температура (Т_пр) – отношение пластовой температуры к псевдокритической.

Значения рассчитанных по составу газа псевдокритических давлений и температур приведены в таблице 6.3. В таблице 7.8.1. приведены значения _н принятые при подсчете запасов газа по соответствующим залежам.

Величина поправки на сверхсжимаемость газа для конечного пластового давления (_к) принимается равной 1, так как для рассчитанных величин конечного пластового давления Z практически равен 1.

7.10. Обоснование потенциального содержания компонентов С_5+В в пластовом газе и коэффициента конденсатоизвлечения

7.10.1. Промысловые исследования на газоконденсатность

Промысловые газоконденсатные исследования на скважинах №№100, 100 бис и 101 Ресурсного лицензионного участка проводились в 2003-2004 годах совместно ЗАО «НПО «УренгойГеоРесурс» и полевым отрядом ООО МНП «ГЕОДАТА».

Газоконденсатные исследования заключались в отработке скважины в течение 2-х и более суток, через промысловый сепаратор ГС-800-64 на 1-2 различных режимах. В сепараторе с помощью сменных диафрагм поддерживалось соответствующее давление. После стабилизации устьевого давления и температуры проводились замеры дебитов газа сепарации, дебита и выхода сырого и стабильного конденсата, определение плотности и коэффициента усадки конденсата. Объемный расход нестабильного конденсата определялся по времени заполнения тарированного объема сепаратора. Удельный выход конденсата (q_нас) определялся из соотношения:

q_нас=V*86400/Т*Q

где: q_нас – выход насыщенного конденсата, см³/м³;

Q – дебит газа сепарации, тыс.м³/сут;

V – тарированный объем сепаратора, см³;

T – время заполнения тарированного объема сепаратора, сек;

86400 – количество секунд в сутках.

Удельное содержание стабильного конденсата (q_стаб) определялось с учетом коэффициента усадки насыщенного конденсата , позволяющего оценить объем жидкой фазы при t = 20 ⁰C и P = 0,1 МПа.

q_стаб = q_нас * 

Коэффициент усадки конденсата определялся при разгазировании насыщенного конденсата, отобранного в тарированный по объему контейнер (V₁) высокого давления. Разгазирование проводят согласно принятой методики [1] при стандартных условиях:

=b/V₁

где: b- объем стабильного конденсата, полученный при разгазировании насыщенного.

Результаты промысловых газоконденсатных исследований приведены в таблице 7.10.1.

Пласт Ач₆^0-2. Комплексом промысловых газоконденсатных исследований пласт изучался в скважинах №№ 100 (и.п. 3716-3728; 3732-3748 м; 3804- 3815 м), 100-бис (и.п. 3987-4001 м) и 101 (и.п. 3818,2 – 3848,8 м).

В скважине 100 пласт Ач₆^0-2 исследовался совместно с пластом Ач₅^2-3. Работы по оценке газоконденсатных характеристик в скважине № 100 производились при одинаковых диаметрах устьевого штуцера и диафрагмы на ДИКТе (10мм и 12 мм) два раза: 19.06.03 г и 04.08.03 г. В процессе работ был произведен замер дебитов газа сепарации, насыщенного и стабильного конденсата, воды, отобран комплект проб пластового флюида. В промежутке между газоконденсатными исследованиями реализованы стандартные газодинамические исследования (ГДИ) при эксплуатации скважины на штуцерах 10,9,5, и 8,5 мм. Несмотря на достаточно длительный временной интервал (приблизительно полтора месяца) работы скважины между первым и вторым определением газоконденсатных характеристик, стабилизации фиксируемых устьевых параметров не произошло, наблюдались пульсации давления, вынос технической воды, дисперсной фазы бурового раствора, что свидетельствует о незаконченном процессе очистки призабойной зоны пласта. Подтверждением могут служить результаты интерпретации ГДИ, например, высокое значение коэффициента фильтрационного сопротивления «а» – 1463,5 ати²/(т.м³/сут) является доказательством явной недоосвоеннсти объекта. Значительная величина параметра С₀ (210634) говорит о возможном наличии на забое столба жидкости. Кроме того, существенные депрессии на коллектор, имевшие место при производстве работ, создавали предпосылки для выпадения жидкой углеводородной фазы, как в пористой среде, так и в стволе скважины.

Сказанное могло отразиться на компонентном составе выносимого на поверхность пластового флюида. Данное обстоятельство не позволяет по одной пробе, отобранной в начале исследовательских работ сделать однозначного заключения о свойствах природной газожидкостной композиции и термобарических характеристиках ее фазового состояния (фракционный состав конденсата, потенциальное содержание в пластовом газе углеводородов группы С_5+В, давление начала и максимальной конденсации и т.п.).

Оценки газоконденсатных характеристик пластовой смеси в скважине №100-бис (и.п. 3987-4001 м) производились дважды: в феврале 2004 года (до ГРП) и марте 2004 года (после ГРП). В обеих случаях работы осуществлялись в процессе освоения скважины. После гидроразрыва пласта дебит газа сепарации увеличился с 237,2 до 868 тыс.м³/сут, при этом выход стабильной жидкой углеводородной фазы несколько снизился и составил 388,8 см³/м³ по сравнению с 402,4 см³/м³ (до воздействия на пласт). Следует отметить, что комплекс мероприятий по замеру объемных расходов газа сепарации и насыщенного конденсата осуществлялся при значительных депрессиях, порядка 70% от величины пластового давления.

В скважине 101 (и.п. 3818,2-3848,8 м) газоконденсатные исследования проводились на различных режимах шесть раз. Результаты работ чрезвычайно противоречивы. Так выход стабильной жидкой фазы изменялся от 283 до 428,1 см³/м³. Исполнителем работ отмечается, что период исследований был недостаточным для получения достоверных замеров, так как давление и температура на режимах не стабилизировались. Во многом это обусловлено недоосвоенностью скважины.

Таким образом, вышесказанное позволяет сделать вывод о том, что результаты проведенных первичных газоконденсатных исследований пласта Ач₆^0-2 в пределах рассматриваемого подсчетного участка кондиционными считать нельзя.

7.10.2. Обоснование потенциального содержания гомологов метана и углеводородов группы С_5+В в пластовой смеси

Пласт Ач₆^0-2. Имеется анализ проб газа сепарации, насыщенного и стабильного конденсата при совместном исследовании пластов Ач₅^2-3 и Ач₆^0-2 в скважине № 100 (и.п. 3716-3728, 3732-3748, 3804-3815 м).

Выше уже было сказано, что условия проведения промысловых исследований позволяют усомниться в представительности состава отобранных проб пластового флюида. Усугубляет ситуацию факт совместного исследования двух пластов. Сказанное не позволяет использовать результаты произведенных лабораторных оценок газоконденсатных характеристик для обоснования потенциального содержания в природной газожидкостной композиции пентанов и вышекипящих углеводородов.

Индивидуально пласт Ач₆^0-2 лабораторными оценками физико-химических свойств пластового флюида охарактеризован по анализу проб продукции скважины № 101 (интервал опробования 3818,2-3848,8 м, хвостовик). Противоречивость результатов первичных промысловых исследований позволяет подвергнуть сомнению достоверность оценок как дебитов газа сепарации и насыщенной углеводородной фазы, так и представительность отобранных проб газа сепарации, насыщенного и стабильного конденсата.

Исходя из сказанного величины потенциального содержания гомологов метана и конденсата для подсчета запасов предлагается принять по аналогии с основной площадью пласта Ач₅^2-3 Уренгойской группы месторождений (протокол ГКЗ РФ № 975 от 15.12.2004 г), а именно: этан – 108,9 г/м³, пропан – 63,5 г/м³, изобутан – 17,4 г/м³, нормальный бутан – 13,1 г/м³, С_5+В – 319,7 г/м³ (из расчета на 1 м³ пластового газа) [14].

Правильность такого решения подтверждают результаты опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) скважин №№ 100, 100-бис и 101, проводимой в 2004-2005 годах. Анализ работы указанных скважин в начальный период ОПЭ (таблица 10.10.6), когда термобарические условия пласта и свойства природной смеси еще существенно не искажены влиянием отбора пластового флюида, а режим работы скважины по сравнению с первичными исследованиями стабилизировался, показывает, что удельный выход стабильных углеводородов за декабрь 2004 года и январь 2005 года в среднем составляет 323; 356,4; 292,4 г/м³ соответственно. С учетом концентрации конденсатообразующих компонентов в газе сепарации величина выхода должна соответствовать уровню 350-365 г/м³ (из расчета на 1 м³ газа сепарации), что находится в полном соответствии с принятым значением потенциала С_5+В 354,2 г/м³ из расчета на газ сепарации. Поскольку за период ОПЭ дополнительных данных о лабораторных анализах проб пластового флюида не появилось, у авторов отсутствуют основания для более детального уточнения принимаемой величины потенциала.

При дальнейшей эксплуатации анализируемых скважин произошло закономерное снижение газоконденсатного фактора, тенденция изменения которого приведена на рис 7.10.2.

Принятые значения потенциального содержания углеводородов группы С_5+В в пластовом газе приведены в таблице 7.10.2.

Принятый к подсчету состав пластового газа, а также потенциальное содержание в нем этана, пропана, бутанов представлены в таблицах 7.10.3 и 7.10.4.