Газоконденсатных исследований

Для насыщенных углеводородных систем немаловажное значение имеет история эксплуатации скважин, существенно влияющая на результаты исследования.

Газоконденсатная залежь может изначально содержать насыщенную углеводородную систему, либо подобная система может возникнуть в залежи в результате эксплуатации, когда пластовое давление достигает давления начала конденсации.

Если депрессия на пласт в скважинах, дренирующих насыщенную углеводородную систему, превышает 10%, в призабойной зоне скважины формируется область, насыщенная выпавшим из газа конденсатом.

При уменьшении депрессии газосодержание конденсата, ранее выпавшего в призабойной зоне, возрастает. Сама зона, насыщенная конденсатом, сужается, так как конденсат постепенно переходит в паровую фазу. При увеличении депрессии уже выпавший конденсат разгазируется, а зона, насыщенная конденсатом, расширяется.

В обоих случаях до момента стабилизации области равновесного насыщения продукция скважины не отражает пластовую углеводородную систему. Поэтому исследовать эксплуатационную скважину на газоконденсатность необходимо на рабочем режиме. Причем режим работы скважины перед исследованием не должен меняться в течение двух недель.

Если эксплуатационная скважина по какой-либо причине была переведена в резервный фонд, то время стабилизации призабойной зоны увеличивается до трех и более месяцев после возобновления ее эксплуатации. В противном случае КГФ, а следовательно, и потенциал С₅₊, полученный во время исследований, возрастает в 1,5-2 раза по сравнению с истинным.

Рассмотрим некоторые особенности изучения текущей ГКХ залежи на примере исследования скв. 2332 Уренгойского месторождения. Скв. 2332 в интервале 2770-2820 м вскрыла III эксплуатационный объект в Центральной приподнятой зоне. Перед вводом ее в эксплуатацию на скважине были проведены комплексные исследования. Начальное пластовое давление в скважине составило 23,73 МПа, пластовая температура 81оС. Потенциальное содержание С₅₊ в пластовом газе 165 г/м³. Плотность стабильного конденсата 736 кг/м³. После ввода скважины в эксплуатацию она два года работала с депрессией 15-20% от пластового давления. В последующем депрессия была снижена до 10-15%.

В первых числах мая 1988 г. скважина была остановлена и до конца сентября, т.е. 5 месяцев, находилась в резервном фонде III эксплуатационного объекта. Пластовая система III эксплуатационного объекта является насыщенной, давление начала конденсации равнялось начальному пластовому давлению в залежи.

В первые месяцы эксплуатации призабойная зона скважины насытилась конденсатом и дальнейшая ее работа происходила в режиме равновесного насыщения, когда в призабойной зоне устанавливается термодинамическое равновесие фаз.

Во время 5-месячного простоя скважины в депрессионной воронке произошло выравнивание давления до пластового (от 19 до 23 МПа). Это вызвало частичное испарение конденсата.

При введении в эксплуатацию в сентябре 1988 г. вновь были проведены комплексные исследования, которые продолжались восемь дней. В первые два дня был получен потенциал С₅₊ 147-138 г/м³ при Р_пл=22,6 МПа, плотность конденсата 727-735 кг/м³. В последующем потенциал С₅₊ уменьшился до 137-126 г/м³ и плотность уменьшилась до 727-722 кг/м³. Температура сепарации в первые дни была минус 5-6 ⁰С, а в последующие дни доходила до плюс 6-8 ⁰С, что должно сказаться на плотности выделившегося в сепараторе конденсата: чем выше температура сепарации, тем больше плотность конденсата. В данном случае происходило обратное, что указывает на изменение состава выделившегося конденсата.

Через два месяца непрерывной работы скважины газоконденсатные исследования были проведены повторно, получено потенциальное содержание конденсата, равное 120 г/м³ при Р_пл= 22,3 МПа.

В начале февраля 1989 г. на скв. 2332 в третий раз проводились исследования, и вновь получен потенциал С₅₊, равный 120 г/м³ при Р_пл= 22 МПа.

Скважина после ввода ее в эксплуатацию с сентября 1988 г. работала с неизменным режимом - давление на устье скважины весь этот период поддерживалось на уровне 13,6-13,7 МПа.

При большом содержании конденсата в пластовом газе аналогичное поведение скважины возможно, даже если она работала с депрессиями, не превышающими допустимые.

За счет ретроградной конденсации зона дренирования насыщается большим количеством конденсата, который при резких изменениях режима эксплуатации скважины оказывает влияние на результаты газоконденсатных исследований. Примером может служить скв. 105 месторождения Карачаганак, в интервале 3989-4210 м вскрывшая 1 эксплуатационный объект. При начальном пластовом давлении 52,6 МПа в 1 м³ пластового газа содержалось 425 г углеводородов С₅₊, давление начала конденсации равнялось 46,5 МПа. Конденсат, выделившийся в сепараторе Порта-Тест, характеризовался следующими свойствами: молекулярная масса 150, плотность 789,7 кг/м³, вязкость 2,4 10^-6 м²/с, содержание твердых парафинов 2,31 % масс (табл. 3).

Скв. 105 введена в эксплуатацию в октябре 1984 г., а в августе 1988 г. переведена в резервный фонд. Перед остановкой в июне 1988 г. при текущем пласто-

вом давлении 26,8 МПа были проведены исследования скважины через Порта-Тест. В результате исследований установлено, что потенциал С₅₊ снизился до
262 г/м³ пластового газа, давление начала конденсации равно пластовому давлению (см. табл. 3), молекулярная масса снизилась до 130, плотность конденсата до 750,0 кг/м³, вязкость до 1,1 10^{-6 м2} /с, твердые парафины до 0,07% масс.

Таблица 3

Физико-химическая характеристика конденсата скв. 105

месторождения Карачаганак

К моменту пуска скважины в ноябре 1989 г. пластовое давление выросло до 37,5 МПа за счет притока газа от контура питания.

В июне 1989 г. при давлении 33,3 МПа скв. 105 была пущена на несколько дней для проведения газоконденсатных исследований. При исследованиях получены следующие результаты (см. табл. 3): потенциал С₅₊ - 401 г/м³ пластового газа, давление перехода системы в однофазное состояние равно 33,4 МПа, молекулярная масса конденсата 141, плотность конденсата 765,6 кг/м³, вязкость 1.37 10^-6 м²/с, содержание твердых парафинов 0,57% масс. В ноябре 1989 г. скважина пущена в эксплуатацию.

За год эксплуатации давление в скважине упало до 28,1 МПа, все характеристики конденсата сравнялись со значениями, которые были перед остановкой скважины (см. табл. 3). Только давление перехода рекомбинированной системы оказалось на 2,8 МПа больше пластового, что свидетельствует о поступлении в скважину жидких углеводородов из пласта.

Через 5 месяцев (апрель 1991 г.) скв. 105 вновь исследовалась, но углеводородная жидкость, полученная из нее, оказалась значительно тяжелее, при том же ее количестве (см. табл. 3). Давление перехода рекомбинированной системы в однофазное состояние оказалось на 13,8 МПа больше пластового.

Исследования через четыре месяца (сентябрь 1991 г.) показали, что характеристика конденсата вновь снизилась до значений июня 1988 г. и ноября
1990 г.

Поздняя стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений обычно характеризуется интенсивным поступлением жидкой фазы на забой скважины. Это может быть как вода, так и углеводородные жидкости. Промысловые наблюдения, проведенные на скважинах, показали, что за какой-то промежуток времени до обводнения на скважинах резко увеличивается добыча конденсата. Это связано с эффектом вымывания выпавшего в пласте конденсата внедряющейся в залежь водой. Таким образом, сначала к скважине подходит конденсатная оторочка, а затем пластовая вода.

Содержание конденсата в продукции таких скважин превышает среднепромысловую и даже начальную величину. Одновременно существенно изменяются физико-химические свойства конденсата, утяжеляется фракционный состав, увеличивается плотность, молекулярная масса; конденсат на поздней стадии разработки обычно светлый, приобретает темную окраску.

Отсюда следует, что при организации исследований эксплуатационных скважин на газоконденсатность необходимо учитывать историю работы скважины.