Підвищення ефективності вилучення вуглеводнів із нафтогазоконденсатних покладів (на прикладі Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної провінції) - Автореферат

Досягнення максимального вилучення нафти і конденсату з таких покладів вимагає комплексного дослідження взаємодії вуглеводневих систем у конкретних геологічних умовах (пастка, колектор, фазовий стан флюїдів, термобаричні умови пласта). Тому дослідження характеристик витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки, що виконані на зразках керна в термобаричних умовах залягання покладу за допомогою розроблених нами нових методик контролю за ходом процесу та інтерпретації отриманих результатів, набувають важливого наукового значення в нафтогазовій геології. Основні розділи роботи виконані під час розробки наукових проблем держбюджетної тематики “Вивчити вуглеводневі системи і колектори, скласти техніко-економічне обгрунтування нафтоконденсатовіддачі із застосуванням прогресивних способів розробки до підрахунку запасів нових родовищ України” і “Вивчити пластові характеристики колекторів і флюїдів з метою техніко-економічного обґрунтування нафтоконденсатовіддачі нових родовищ України”. Розробити нову методологію дослідження особливостей фільтрації пластової нафти і газоконденсатної системи у пористому середовищі з врахуванням конкретних геологічних умов (властивостей колектора, компонентного складу і фазового стану вуглеводнів, тиску і температури в надрах). Наукова новизна роботи полягає в обґрунтуванні ефективного освоєння запасів вуглеводнів шляхом дослідження взаємодії пластової нафти і газоконденсатної системи під час зміни пластового тиску у нафтогазоконденсатному покладі на базі експериментального моделювання сумісної фільтрації цих флюїдів із врахуванням конкретних геологічних умов.В геологічній будові Куличихинського родовища беруть участь утворення протерозойської, палеозойської, мезозойської і кайнозойської ер. Основним на родовищі за величиною запасів є газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою горизонту Т-1, в якому зосереджено 95 % нафти і 73 % вільного газу. Колекторами нафти і газу є олігоміктові, рідко поліміктові пісковики з підпорядкованими прошарками алевролітів та вапняків, тобто продуктивні пласти являють собою не гомогенне середовище, а чергування проникних і непроникних прошарків. При початкових термобаричних умовах покладу Т-1 (Тпл = 379 К, Рпл = 43,9 МПА) вуглеводневі флюїди перебувають у стані рівноваги, тобто в зоні газонафтового контакту спостерігається рівність тисків насичення нафти газом та початку конденсації фракції С5 . За цих умов пластова нафта характеризується середніми газовмістом (193,8 м3/м3), усадкою (32,9 %) та вязкістю (0,84 МПА?с).Особливу увагу звернуто на вивчення умов проведення експериментів і використання в них робочих агентів, моделювання залишкової водонасиченості, визначення коефіцієнта витіснення нафти і насичення пористого середовища флюїдами.Розроблена нами методика базується на вивченні поточного матеріального балансу утвореної нафтогазоконденсатної суміші і передбачає визначення коефіцієнта витіснення пластової нафти газоконденсатною системою та навпаки і насиченості пористого середовища флюїдами. Виходячи із закону матеріального балансу, властивості суміші повинні займати проміжне місце між параметрами пластової нафти та газоконденсатної системи і будуть залежати від вмісту того або іншого флюїду. В такому випадку коефіцієнт витіснення нафти газоконденсатною системою визначається за формулою [6 ]: де Vг(і), Vp(і) - відповідно обєми газу сепарації та нафтоконденсатної рідини за і-ий етап витіснення, см 3; Gн(і), Gk(і) - відповідно газові фактори пластової нафти і газоконденсатної системи (визначаються експериментальним або розрахунковим методами), см3/см3; Якщо вважати, що середня насиченість пористого середовища - це відношення обєму конкретного флюїду до обєму пор моделі, то формулу для визначення даного параметра можна записати у вигляді: де sн(і) - насиченість пористого середовища пластовою нафтою на і-му етапі витіснення;В основу існуючих способів визначення зміни потенціального вмісту конденсату в пластовому газі (qi ) та його видобутку (qвд) в процесі некомпенсованого зниження пластового тиску покладено рівняння матеріального балансу розробки газоконденсатного покладу. Але у ряді випадків під час визначення зміни вмісту конденсату у залишковому пластовому газі за допомогою даних формул отримували відємні значення qi. З метою оцінки достовірності визначення qi різними способами, нами розраховано матеріальний баланс газоконденсатної системи для умови дренування 1 н.м3 пластового газу. В такому випадку вміст конденсату в пластовому газі обчислюється за формулою: де qo, qi - потенціальний вміст конденсату в г/м3, відповідно у початковому, видобувному і залишковому в пласті газах, при початковому (Ро) і поточному (Рі ) тисках; Нами запропоновано істотне спрощення розрахунків поточного вмісту фракції С5 на основі матеріального балансу конденсату лише в залишковому пластовому газі, який визначається за рівнянням [4 ]: де Dqвт(і) - кількість конденсату, який випав (випарувався) протягом і-го етапу, г/м3;Головною метою постановки експери