К оглавлению

УДК 553.984(470.46)

Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности коллекторов Астраханского газоконденсатного месторождения

А.М. БРИНДЗИНСКИЙ, В.И. ПЕТЕРСИЛЬЕ (ВНИГНИ), Г.А. ГАБРИЭЛЯНЦ (НПО Нефтегеофизика), Н.П. КОРОЛЕВА, Е.С. УМНОВ (Нижневолжскгеология)

Поровое пространство пород-коллекторов Астраханского месторождения содержит три флюида: свободный газ, остаточную (связанную) воду и остаточную нефть. При подобном трехфазном насыщении коэффициент газонасыщенности определяется по балансу остаточных флюидов:

Кг=1-(Ков+Кон), где Ков и Кон - коэффициенты соответственно остаточной водо- и нефтенасыщенности. Отсюда, для определения Кг должны быть найдены Ков и Кон. Попробуем обосновать методику определения Кон.

Остаточная нефтенасыщенность коллекторов на Астраханском месторождении определялась по керну, отобранному из скв. 25 и 26, пробуренных на водной основе, прямым экстракционным методом. При этом средневзвешенное по эффективной мощности для указанных скважин значение Кон составило 14,9%.

В то же время по данным битуминологических исследований экстрактов остаточная нефтенасыщенность значительно ниже и составила 2,1 против 18,6 % по данным прямого экстракционного способа (табл. 1).

Очевидно, что отмеченное расхождение связано с потерями низкокипящих фракций остаточной нефти в процессе испарения экстрактов из образцов при доведении их до постоянного веса. Доля низкокипящих легких фракций в остаточной нефти, как это следует из табл. 1, составляет в среднем 86,3%. В связи с изложенным и с учетом природы фазовых преобразований газоконденсатных систем справедливо предположение о том, что существенную долю в объеме остаточной нефти, определяемой экстракционным способом, составляет конденсат, выпавший в поровом пространстве керна при подъеме последнего на поверхность. Косвенным фактом, подтверждающим высказанное предположение, является информация о цвете экстрактов в аппаратах Закса и Сокслета при проведении определений Кон экстракционным способом. В абсолютном большинстве случаев наблюдался прозрачный светло-желтый до желтого цвет экстрактов.

Сопоставление фракционного состава толуолового и хлороформенного экстрактов было выполнено во ВНИГНИ М.X. Лунским (табл. 2).

Приведенные данные получены методом газожидкостной хроматографии на насадочных колонках, содержащих 5 % высокотемпературной неподвижной жидкой фазы SE-30, с помощью хроматографа «Хром-12». Опыты проведены в условиях линейного программирования температуры со скоростью 20°С/мин.

Как видно из табл. 2, остаточная нефть, извлеченная из экстрактов, весьма легкая и близка по составу к конденсату. Содержание тяжелых фракций (выше С12) составляет 13,2%. Эта величина аналогична доле тяжелых компонентов (см. табл. 1).

Таким образом, можно предположить, что остаточная нефть, содержание которой определено по потере массы образцов в результате экстракции, представлена в основном конденсатом, выпавшим в поровое пространство образцов керна при подъеме его на поверхность и снижении давления.

Очевидно, что в таком случае учет Кон при оценке Кг=Кнг-Кон приведет к искусственному занижению Кг, так как в пластовых условиях выпавший в поровое пространство образцов керна конденсат находится в газовой фазе.

Для установления фазового состояния УВ в пластовых условиях количественная оценка доли конденсата в объеме остаточной нефти авторами выполнена исходя из следующих положений.

1.     В 1 см3 газонасыщенного объема пор в пластовых условиях содержится свободной газовой смеси , где Рпл, Рст- начальное пластовое и стандартное давление соответственно; Vпл - объем газовой смеси в пластовых условиях (Vпл=1 см3, по условию);- начальная пластовая и стандартная температуры соответственно; zпл - коэффициент сжимаемости.
По данным о свойствах пластовой газовой смеси Астраханского месторождения известно, что Рпл=62,2 Мпа, tпл =106 ̊С, zпл =1,145(при Рпл и tпл). Тогда Vг= (62,2*1*293) / (379*1*145) = 420 см3.

2.     С учетом известного потенциального содержания конденсата (513см3/м3) в 1 см3 газонасыщенного объема пор в пластовых условиях содержание конденсата 513*10-6 * 420 = 0,215 см3.

3.     Приведем количество конденсата к условиям реального распределения пластовых флюидов в коллекторах. При Ков~10 % (см. рисунок) и Кон=15 %, а также при проникновении водного фильтрата бурового раствора (~30% если Кп~10 %, см. рисунок) объем конденсата в 1 см3 объема пор составит 0,215*[1 -(0,1+0,15+0,3)] =0,108.

4.     В керне при подъеме на поверхность происходит выпадение конденсата в жидкую фазу. Количество его будет определяться коэффициентом 1 - Кизв, где Кизв - коэффициент извлечения конденсата (по предварительной оценке, Кизв~0,5). Следовательно, в 1 см3 объема пор в извлеченном на поверхность керне количество конденсата в жидкой фазе составит 0,108 (1-0,5) = 0,054 см3.

5.     Доля объема пор, занятая выпавшим в керне при подъеме на поверхность конденсатом, составляет 0,054/1 ~ 0,05, или 5 %, т.е. не менее 5 % порового пространства керна пород-коллекторов Астраханского месторождения занято выпавшим конденсатом.

Очевидно, что точность расчета может быть повышена при последовательном уточнении Кон (см. п. 3), однако существенных изменений конечного результата это не даст: доля выпавшего конденсата стабилизируется с точностью 0,5 % уже после второй итерации.

Принципиальная разница между описанным и реальным процессами заключается еще и в том, что при подъеме на поверхность керн попадает и в иные температурные условия. Поэтому приведенная оценка выпавшего в порах керна конденсата несколько занижена.

Учитывая фракционный состав «остаточной нефти» (табл. 2), а также известную недонасыщенность пластовой газовой смеси, нельзя исключать того, что вся «остаточная нефть» на Астраханском месторождении, определяемая экстракционным способом (за исключением тяжелых битумоидов), представлена выпавшим конденсатом.

Таким образом, для газоконденсатных месторождений при определении Кг по балансу остаточных флюидов необходимо выполнение специальных битумологических исследований с оценкой содержания конденсата в «остаточной нефти». Для Астраханского месторождения на данном этапе исследований следует считать, что коэффициент остаточной нефтенасыщенности не превышает 10%. Дальнейшие исследования, заключающиеся в моделировании процесса подъема керна на установках фазовых равновесий, позволяет надежно определять значения Кон для залежей с высоким потенциальным содержанием конденсата.

Поступила 24/II 1983 г.

 

Таблица 1 Результаты битуминологических исследований экстрактов, полученных при определении Кон экстракционным способом

Скважина

Образец

Кон

Потери легких фракций

Содержание тяжёлых фракций

прямой метод

битуминологические исследования

Кон. %

*100%

26

269

35,6

1,9

33,7

94,6

5,4

304

18,6

0,5

18,1

97,3

2,7

308

21,4

0,7

20,7

96,7

3,3

320

26,8

1,9

24,9

92,9

7,1

325

27,0

0,8

26,2

97,0

3,0

338

38,5

4,6

33,9

88,1

11,9

365

24,6

4,9

19,7

80,3

19,7

372

14,8

2,7

12,1

81,5

18,5

25

4

9,7

0,6

9,1

93,8

6,2

6

10,8

3,6

7,2

66,6

33,4

26

10,8

1,7

9,1

84,6

15,4

32

17,9

1,5

16,4

91,6

8,4

43

9,8

2,6

7,2

73,5

26,5

49

17,4

3,8

13,6

78,2

21,8

60

19,5

1,4

18,1

92,8

7,2

84

8,3

2,2

6,1

73,5

26,5

90

11,7

1,9

9,8

83,8

16,2

114

15,0

1,4

13,6

90,7

9,3

36

61

14,8

3,9

10,9

73,7

26,3

84

10,6

1,5

9,1

85,9

14,1

103

11,4

2,4

9,0

78,8

21,2

128

11,3

1,7

9,6

85,0

15,0

135

14,3

2,3

12,0

83,9

16.1

176

40,4

1,5

38,9

96,3

3,7

185

25,2

0,8

24,4

96,8

3,2

Среднее

18,6

2,1

-

86,3

13,7

* Определенное по прямому методу.

 

Таблица 2 Результаты хроматографических исследований экстрактов (скв.32)

Фракция

Экстракт, %

Н. к. 152 °С; (С1-С9)

83,1

Н. к. 177 °С; (C1-С10)

85,6

Н. к. 199 °С; (С1-С11)

87,8

Остаток (С12 + высш.)

13,2

 

Рисунок Сопоставление значений пористости и водонасыщенности, определенных прямым экстракционно-дистилляционным способом по керну из скв. 20 на безводном (1) и из скв. 25, 26 на водном (2) растворах