К оглавлению	УДК 550.4:552:278.1
	© Г. П. Былинкин, А. И. Брусиловский, 1991

Новый подход к оценке степени насыщенности пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей и критериев их фазового состояния

Г. П. БЫЛИНКИН (НВНИИГГ), А. И. БРУСИЛОВСКИЙ (ИПНГ АН СССР)

В практике исследования пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей принято оценивать степень их насыщенности по сопоставлению пластового давленияи давления насыщения флюида при пластовой температуре. При этом для нефтяной смеси давление насыщения определяет начало ее кипения, а для газоконденсатной - начало ее конденсации. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения [3]. При превышении пластового давления над давлением насыщения пластовая смесь считается недонасыщенной. В качестве критерия недонасыщенности используется отношение  [4]. Следует отметить, что для нефтяных систем имеется в виду недонасыщенность газовыми компонентами, а для газоконденсатных - компонентами группы С₅+высш. Очевидно, что значениесмеси определяется ее компонентным составом и пластовой температурой (T_пл).

Зависимость  от газосодержания при фиксированной температуре и неизменных составах С₅+высш. и газовых компонентов имеет максимум в газоконденсатной области . Следовательно, возможен вариант, при которомне достигает  во всем диапазоне изменения газосодержания.

Подобная ситуация отмечается в глубокопогруженных (на 4-5 км) месторождениях Прикаспийской (Астраханское газоконденсатное, Тенгизское нефтяное) НГП, Северо-Кавказско-Мангышлакской (Ханкальское, Октябрьское и другие нефтяные месторождения), Днепровско-Донецкой (Харьковцевское газоконденсатное) НГО. Результаты экспериментального и расчетного моделирования рекомбинации пластовых смесей при постоянных температуре и составе газообразных и жидких компонентов представлены на рис. 1. Для Карачаганакского и Астраханского месторождений моделирование проводилось на модернизированной установке АСМ-600 (НВНИИГГ), для Харьковцевского - по данным А.И. Дзюбенко, М.М. Иванюты, А.П. Канюги и др. [1]. Параметры для условий пласта по Зайкинскому, Тенгизскому, Октябрьскому и Ханкальскому месторождениям приняты по данным ЮУФ ВНИГНИ, Гипровостокнефти, СевКавНИПИнефти. Пластовые смеси этих месторождений содержат большое количество гомологов метана (С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀), кислых компонентов (СО₂, H₂S) и находятся при АВПД (табл. 1, 2).

В связи с этим излагается новый, двухпараметрический, подход к оценке степени насыщенности пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей, в котором характерным параметром наряду с давлением является газосодержание.

Сущность предлагаемого метода иллюстрируется на рис. 1 ,а, где фазовое состояние пластовой системы описывается в координатах: давление (р) и суммарное газосодержание пластовой смеси (Г_п).

Последнее определяется как отношение объема в стандартных условиях газообразных компонентов (N₂+редк., СO₂, H₂S, СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, i-С₄Н₁₀, n-С₄Н₁₀) к объему компонентов группы С₅+высш. В отличие от традиционно используемого в отечественной практике исследования пластовых нефтей понятия «газосодержание» данный параметр Г_п универсален при характеристике как нефтяных, так и газоконденсатных смесей и не зависит от технологии его определения (дифференциальное или ступенчатое разгазирование, стандартная или промысловая сепарация).

При построении фазовой диаграммы, изображенной на рис. 1 , а, во всем диапазоне изменения Г_п при рекомбинации пластовой смеси изменялось только соотношение между объемами газовой части и группы УВ С₅+высш., а их составы принимались неизменными. На рассматриваемой диаграмме нанесена кривая насыщения , на которой часть кривой левее критической точки представляет давление начала кипения , а правее - давление начала конденсации . Ордината, проходящая через критическую точку, соответствует критическому газосодержанию (Г_с) при температуре исследования. Характеристика зон на фазовой диаграмме дана в табл. 3. Для каждой зоны рассмотрено состояние системы при давлениях p₃, р₂, p₁ (см. рис. 1). В зоне I под давлением при любом газосодержании смесь газовых компонентов и УВ группы С₅+высш. существует в однофазном состоянии. При Г_П<Г_С система находится в жидком состоянии с дефицитом насыщения газообразными компонентами. При достижении Г_с в результате увеличения газосодержания осуществляется плавный переход в газоконденсатное состояние с последующим недонасыщением системы компонентами группы С₅+ВЫСШ.

В связи с тем что значение Г_с соответствует переходу нефтяной системы в газоконденсатную (и наоборот), его можно рассматривать в качестве предельного уровня насыщения нефтяной системы газовыми компонентами, а газоконденсатной - компонентами группы C₅+высш. Смена типа залежи при фиксированной температуре (T) происходит в результате изменения критической температуры (Т_с) пластовой смеси при уменьшении или увеличении газосодержания. Для нефтяной системы Т<Т_С, а для газоконденсатной Т>Т_С, следовательно, при критическом газосодержании T=Т_С.

В связи с этим введем коэффициент критичности насыщения Kc=Г_П/Г_С. Данный коэффициент характеризует фазовое состояние и степень приближения системы к переходному состоянию (из нефтяного в газоконденсатное и наоборот) в закритической области (р>р_с). Для нефтяной системы Kc <1, для газоконденсатной Kc >l. Очевидно, что с приближением системы к переходному состоянию значение величины Kc будет стремиться к единице.

В зоне II в области Г_П<=Г_С состояние системы аналогично рассмотренному для зоны I. Для рассматриваемой зоныпри значениях Г_П>Г_С в газоконденсатной части в связи с наличием двухфазной области, ограниченной кривой cemng (рис. 1 ,а), при увеличении Г_п система проходит зону парожидкостного состояния и имеет, кроме предельного уровня насыщения, еще два уровня насыщения компонентами группы C5+высш. в точках начала конденсации. Так, при давлении р₂ (см. рис. 1,а) газоконденсатная система насыщена компонентами группы С₅+высш. в переходной зоне при Г_с (точка а) и в точках е, п, соответствующих началу ее конденсации. При этом пересыщение гомогенной газоконденсатной системы компонентами группы С₅+ВЫСШ. в переходной зоне (Г_с) приводит к плавному переходу ее в однофазное нефтяное, а в точках е, n в двухфазное парожидкостное состояние. В связи с этим для характеристики состояния пластовой смеси наряду с Kc необходимо использовать коэффициент насыщенности , выражающий степень близости пластовой смеси к состоянию насыщения, предшествующему переходу в двухфазное состояние при заданных давлении и температуре. По определению , где- потенциальное газосодержание пластовой смеси, достигаемое в точках p^s в результате непрерывного изменения Г_п при фиксированных давлении и температуре, при неизменном составе рекомбинированных компонентов в однофазной области.

Для зоны II отражает степень приближения к точкам начала конденсации и равен , где - потенциальное газосодержание газоконденсатной смеси, достигаемое в ближайшей точке начала ее конденсации при заданных р и Т и непрерывном изменении Г_п в однофазной области. При приближении системы к началу конденсации стремится к единице. Значениепревышает единицу, еслив однофазной области, а в случае . В связи с этим для пластовых систем, попадающих в зону II фазовой диаграммы, важное значение приобретает оценка величины, по значению которой можно предсказывать возможное изменение фазового состояния пластовой смеси при вариациях ее газосодержания.

В зоне III в отличие от зон I и II с ростом газосодержания переход системы из однофазного нефтяного состояния в однофазное газоконденсатное осуществляется через парожидкостное (двухфазное) состояние. Следовательно, состояние насыщения пластовой системы в этой зоне при заданном давлении может быть достигнуто при двух значениях Г_п: для нефтяной системы при газосодержании, соответствующем состоянию начала ее кипения , а для газоконденсатной при Г_п , соответствующем началу ее конденсации. На рис. 1 ,а этим состояниям для давления р₁ соответствуют точки b и d.

Оценка степени насыщенности пластовой смеси в зоне III осуществляется только по коэффициенту k_s. При этом для нефтяной системы, а для газоконденсатной -.

Анализ зависимостей давления насыщения от газосодержания на примере реальных пластовых смесей Прикаспийской, Волго-Уральской НГП, Днепровско-Донецкой, Терско-Каспийской НГО показывает, что практически все однофазные нефтяные и газоконденсатные смеси глубокопогруженных месторождений, находящихся в зонах АВПД, характеризующиеся большим количеством кислых компонентов и газообразных гомологов метана, относительно легким составом УВ группы С₅+высш., соответствуют III зоне фазовой диаграммы (см. табл. 1, 2, рис. 1, б). Коэффициент пережатости этих пластовых смесейсоставляет, как правило, более 1,5 (см. табл. 2). Для этой зоны оценивается только к_с, который изменяется по рассмотренным нефтяным системам от 0,13 до 1, а по газоконденсатным от 1 до 4,02. Следует учитывать, что для природных многокомпонентных систем значение Г_с экспериментально определяется с погрешностью не менее ±50 м³/м³.

Оценка насыщенности пластовой смеси по традиционному критерию  в подобных системах лишена смысла, поскольку в них  во всем диапазоне газосодержания не достигает р_пл и, следовательно, с одной стороны, предельно насыщенные газом (к_с= 1) нефтяные системы (Ханкальское месторождение), с другой - предельно насыщенные компонентами группы С₅+высш. (Кс= 1) газоконденсатные смеси (Харьковцевское месторождение) будут ошибочно считаться недонасыщенными. При этом наличие максимума на кривой давления начала конденсации показывает, что при снижении газосодержания степень насыщенности, определяемая по традиционному способу, будет возрастать, а затем снижаться и при максимальном уровне насыщения газоконденсатной системы УВ группы С₅+высш. будет иметь минимальное значение. В связи с этим при использовании соотношенийи р_пл можно говорить только о пережатости пластовой смеси. Низкие значения  в однофазных пережатых залежах по отношению к р_пл обусловлены относительно легким составом компонентов группы С₅+высш. (), присутствием значительного количества кислых компонентов и газообразных гомологов СН₄. Эти компоненты, с одной стороны, являются сильными растворителями компонентов группы С5+высш., с другой - хорошо растворяются в жидких УВ. Расчеты показали, чтомодели Тенгизской пластовой смеси, лишенной сероводорода, концентрация которого составляла 20 % от состава газовых компонентов, возрастает на 7-8 МПа. В области низких значений газосодержания эта величина уменьшается. Значенияв аналогичных бессероводородных пластовых смесях Терско-Каспийской НГО подтверждают это. Астраханская смесь газообразных и жидких компонентов при изменении газосодержания имеет более высокие относительно тенгизской значения при сопоставимых температурах, что обусловлено незначительной концентрацией С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀ и присутствием СO₂ (см. табл. 1), который является также хорошим растворителем, но имеет меньшую растворяющую способность по сравнению с H₂S и газообразными гомологами СН₄ [2]. В Харьковцевском месторождении кислые компоненты в смеси отсутствуют, снижение  относительно р_пл обусловлено влиянием газообразных гомологов СН₄.

Возрастаниерассмотренных пластовых смесей до р_пл теоретически возможно только при существенном увеличении концентрации метана, азота, утяжелении компонентов (молекулярная масса, плотность) группы С₅+высш. и при понижении температуры.

Значения Г_с и р_с также зависят от состава пластовой смеси и температуры. При возрастании концентрации гомологов СН₄, кислых компонентов, молекулярной массы (плотности) УВ С₅+высш. критическое газосодержание увеличивается, а при росте температуры уменьшается.

В представленном фактическом материале (см. табл. 2) имеются примеры пластовой газоконденсатной смеси зоны II. Эти пластовые смеси характеризуются меньшим коэффициентом пережатости. Судя по отношению, максимальное значение Кп для зоны II не превышает 1,5. Попадание пластовых систем в зону II фазовой диаграммы обусловлено определенным сочетанием р_пл с р_с и . Значения последних обусловлены составом пластовой смеси и температурой. Так, при близком р_пл Карачаганакского и Астраханского месторождений для первого характерны более низкая пластовая температура и меньшее суммарное количество относительно сильных растворителей (H₂S, СО₂, С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀) для компонентов группы С₅+высш., что обусловило повышение . В Матлаховском месторождении суммарное количество хорошо растворяющихся газообразных компонентов существенно выше, но р_пл более низкое.

Для рассматриваемой зоны на примере Карачаганакского месторождения (рис. 2, а) видно, что при фактическом значении Г_п=1500 м³/м³, характерном для средней части залежи, система находится в газоконденсатном состоянии и может перейти в нефтяное при величине Г_п<800 м³/м³ (к_с=1,88). В случае закачки в пласт газа сепарации при достижении Г_п уровня =2000 м³/м³ (К_s=0,75) будет происходить выпадение конденсата. И только при превышении следующего уровня = 3800 м³/м³ наблюдается испарение выпавшего конденсата. При дальнейшем увеличении Г_п будет снижаться величина .

Судя по зависимости, для пластовых смесей, относящихся ко II зоне фазовой диаграммы, теоретически возможен вариант, при котором в одной залежи пластовая смесь может существовать в последовательно сменяющих друг друга состояниях: однофазном газоконденсатном, двухфазном, однофазном газоконденсатном, однофазном нефтяном. Для этого необходимо иметь незначительно изменяющийся состав газовых компонентов и УВ группы С₅+ВЫСШ. при закономерном существенном возрастании последних.

Матлаховская пластовая смесь (скв. 13) находится в околокритическом состоянии. Значение Г_с по расчетам на основе уравнения состояния нефтегазоконденсатных смесей [5] составляет около 850 м³/м³, а величина Г_п по данным состава пластовой смеси [1] - 753 м³/м³. С учетом возможной погрешности в замере конденсата при исследовании на малой термостатируемой установке Г_п может иметь большее значение и превысить Г_с (см. рис. 2, а). При величине Г_п, равной 753 м³/м³, данная смесь может служить примером нефтяной околокритической пластовой смеси, относящейся к зоне II фазовой диаграммы, при Kc=0,89 (см. табл. 2). Вместе с тем, судя по пересчету данных [1], полученных на УГК-3, критическое газосодержание при отнесении его к С₅+высш. может быть ниже (577 м³/м³) и соответственно пластовая смесь окажется в газоконденсатном состоянии при к_с=1,131.

Зоне III фазовой диаграммы соответствуют практически все неглубокопогруженные пластовые нефтяные и газоконденсатные системы, где пластовое давление ниже критического (Котовское нефтяное, Оренбургское газоконденсатное, см. табл. 2, рис. 2, б). В эту же зону могут попадать и глубокопогруженные залежи, характеризующиеся низким коэффициентом аномальности давления, большим содержанием метана либо относительно тяжелым составом компонентов группы С₅+высш. (плотность, молекулярная масса). На рис. 2, б в качестве примера глубокопогруженных пластовых смесей приведена нефть Карачаганакского месторождения из средней части нефтяной подушки с плотностью компонентов группы С₅+высш. 0,856 г/см³. Увеличение последней относительно газоконденсатной части привело к существенному возрастанию значений и р_с до 68 МПа. В этих системах переход из нефтяного состояния в газоконденсатное может осуществляться только через двухфазное состояние.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Газоконденсатные системы и методы их изучения / А.И. Дзюбенко, М.М. Иванюта, А.П. Канюга и др. // Труды УкрНИГРИ,- М.: Недра,- 1984,- Вып. 32.

2. Разработка месторождений со сложным составом газа / Р.Д. Маргулов, Р.И. Вяхирев, И.А. Леонтьев и др.- М.: Недра,- 1988.

3. Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. Н.А. Еременко.- М.: Недра.- 1984.

4. Старобинец И.С. Газохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.- М.: Недра,- 1986.

5. Brusilovsky A.I. Mathematical simulation of Phase Behavior of Natural Multicomponent Systems at High Pressures Using Equation of State. Proceedings of 7-th Symposium on Enhanced Oil Recovery.- Oklahoma.- April 22-25.- 1990,- Pp. 83-94.

Abstract

Criteria has been developed for evaluating the phase state of reservoir mixtures and the degree of their saturation using total, critical, and potential gas content as characteristic parameters. The incorrectness of the use of the traditional approach to the determination of the degree of reservoir mixture saturation in correlation between formation pressure and saturation pressure is shown. Introduced are the notions of the coefficient of saturation criticity for appraising the phase state and proximity of the reservoir mixture to the transitional zone being in a behind-the critical state, as well as a saturation coefficient for defining the proximity of the reservoir mixture to a state of saturation.

Таблица 1. Характеристика пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей, использованных для рекомбинации

Номер п. п.	Месторождение, номер скважины	Возраст	Абсолютная отметка середины интервала перфорации, м	Газовые компоненты (по составу пластовой смеси), %							Компоненты группы С5+высш.
				N2	СО2	H2S	CH4	C2H6	С3Н8	C4H10	г/см^2	молекулярная масса
1	Тенгизское, 39	С2b	-3996	1,69	3,32	14,11	66,25	7,24	4,18	3,21	0,810	170
2	» 1	С2b	-4080	0,98	3,30	20,55	53,58	10,75	6,60	4,24	0,806	168
3	» 16	CIIv	-5172	1,14	5,93	27,07	45,56	10,43	5,80	4.07	0,810	170
4	Ново-Никольское, 1	C1t	-4700	0,65	1,21	0,49	74,62	8,37	6,81	7,85	0,813	189
5	Зайкинское, 2603	D2ZV	-4420	1,29	1,31	-	66,90	19,28	7,20	4,02	0,804	161
6	Октябрьское, 217	К2	-4609	-	1,85	-	74,46	12,72	6,81	4,16	0,810	170
7	Ханкальское, 7	К2	-5098	-	2,66	-	75,05	12,54	5,97	3,78	0,801	165
8	» 1	К2	-5250	0,48	2,53	-	74,37	12,46	6,13	4,03	0,801	165
9	Астраханское, 42	С2b	-4050	1,19	12,54	24,50	56,22	2,90	1,54	1,11	0,805	150
10	Харьковцевское, 8	C1v	-4700	0,51	3,45	-	73,92	11,84	7,58	2,70	0,786	144
11	Карачаганакское, 6	C1s	-4345	0,62	5,79	3,49	78,95	6,73	2,80	1,62	0,803	157
12	» 6	C1s	-4345	0,62	5,79	3,49	78,95	6,73	2,80	1,62	0,803	157
13	Матлаховское, 13	C1v	-3300	6,30	0,92	-	53,81	20,53	13,87	4,57	0,793	143
14	» 13	C1v	-3300	6,30	0,92	3,49	53,81	20,53	13,87	4,57	0,793	143
15	Карачаганакское, 33	C1s	-5050	1,20	5,40	5,05	73,22	9,60	3,60	1,93	0,856	228
16	Котовское, 25	D3fm	-2460	2,79	1,23	-	63,07	12,31	10,16	10,44	0,818	196
17	Оренбургское, 18	P1ar	- 1360	5,05	0,49	1,30	85,69	5,02	1,57	0,88	0,705	105

Примечание. 1-8, 13, 15, 16 - нефтяные системы; 9-12, 14, 17 - газоконденсатные системы; 1-4, 9, 11, 12, 15 - Прикаспийская НГП; 5, 16, 17 - Волго-Уральская НГП; 6-8 - Терско-Каспийская НГО; 10, 13, 14 - Днепровско-Донецкая НГО.

Таблица 2. Значения коэффициентов критичности, насыщенности и пережатости пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей

Номер п. п.	tпл.С	Рпл, МПа	Параметры пластовой пробы			Параметры рекомбинированной смеси			Кс			Кп	Зона на фазовой диаграмме
			МПа	МПа	Гп, м^3/м^3	Гс, м^3/м^3	Рс. МПа	МПа		нефти	газоконденсата
1	105	80,6	29,05		534	910	38,8	39,4	0,59			2,77	I
2	107	81,0	25,50	-	429	950	29,7	32,0	0,45	-	-	3,18	1
3	110	81,6	25,72	-	431	1110	28,4	29,1	0,39	-	-	3,17	I
4	103	54,3	17,80	-	103	800	34,5	36,4	0,13	-	-	3,05	I
5	98	51,8	36,50	-	670	890	37,0	38,0	0,75	-	-	1,42	I
6	160	72,1	31,30	-	430	700	35,3	38,3	0,61	-	-	2,30	1
7	155	74,1	31,36	-	750	750	36,0	38,5	1,00	-	-	2,36	I
8	163	74,6	30,40	-	552	700	35,5	38,1	0,79	-	-	2,45	I
9	111	60,8	-	39,5	3525	877	35,0	39,5	4,02	-	-	1,54	I
10	122	53,1	-	31,9	750	750	34,5	47,0	1,00	-	-	1,66	I
И	76	55,9	-	47,3	1506	800	39,0	59,5	1,88	-	0,75(0,85)*	1,18	II
12	76	55,9	-	50,0	6000**	800	39,0	59,5	7,50	-	1,58	1,12	II
13	100	35,7	28,70	-	753	850	25,0	45,0	0,89	-	-	1,24	II
14	100	35,7	-	29,5	930**	850	25,0	45,0	1,09	-	0,62(0,83)*	1,21	II
15	84	58,2	57,80		534	1010	68,0	70,5	-	0,95(0,99)*	-	1,01	III
16	79	27,5	17,50	_	208	900	29,5	29,5	-	0,49(0,64)*	-	1,57	III
17	31	20,2	-	17,2	8756	460	24,5	26,5			1,46	1,17	III

Примечание. Номера п. п. соответствуют номерам п. п. в табл. 1. * - в скобках значение коэффициента насыщенности пластовой смеси по традиционному способу ; * * - гипотетические значение Г_п.

Таблица 3. Характеристика зон на фазовой диаграмме

Рис. 1. Зависимость давления насыщения от газосодержания.

а - фазовая диаграмма давление - газосодержание; б - пластовые смеси, соответствующие зоне I на фазовой диаграмме. Области на фазовой диаграмме: 1 - недонасыщенная газовыми компонентами (СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, i-С₄Н₁₀, n-С₄Н₁₀, N₂+редк., СO₂, H₂S) нефтяная система, 2 - переходная насыщенная система, 3 - недонасыщенная компонентами группы C₅+высш. газоконденсатная система, 4 - система в двухфазном состоянии; 5 - критическая точка; I-III - номера зон (см. табл. 3); Г_с-критическое газосодержание; 6 - экспериментальные данные (цифры соответствуют номерам п. п. в табл. 1); 7 - расчетные данные по уравнению состояния нефтегазоконденсатных смесей [5]; 8 - критическое газосодержание. Пластовые давления на месторождениях; А - Тенгизском, Б - Октябрьском, В - Астраханском, Г-Харьковцевском

Рис. 2. Зависимость давления насыщения от газосодержания пластовых смесей.

Пластовые смеси, соответствующие на фазовой диаграмме зонам: а - II, б - III. Пластовые давления на месторождениях: А - Карачаганакском (средняя часть газоконденсатной залежи), Б - Матлаховском, В - Карачаганакском (средняя часть нефтяной подушки), Г - Котовском, Д - Оренбургском. Ост. усл. обозн. см. на рис. 1