Глава 8 Прогноз качественно-фазовых характеристик

Пластовых смесей

Прогноз фазовых состояний пластовых смесей является одним из важных моментов предлагаемой методики. Осуществление такого прогноза важно как при их моделировании в залежах, так и на путях миграции. При этом, наряду с прогнозом собственно фазового состояния смеси весьма актуально определение ее объемно-плотностных характеристик, через которые оценивается количество смеси и отдельных ее компонентов в единице порового пространства в пластовых условиях. Без учета данного показателя любые расчеты масштабов потерь, аккумуляции и их баланса, особенно на больших глубинах, не имеют смысла.

Для прогноза фазовых состояний пластовых смесей имеется целый ряд методических решений. В частности, широко используется уравнение Пенга-Робинсона. Для прогноза фазового состояния глубокопогруженных пластовых систем в последнее время разработаны Брусиловским А.И. (1992), Былинкиным Г.П. (1997), довольно надежно работает также методика прогноза фазового состояния пластовых флюидов, предложенная автором данной работы совместно с Г.П. Былинкиным (1998).

Особо следует выделить также геотермические критерии прогноза фазового состояния пластовых смесей поскольку для условий глубокопогруженных подсолевых отложений Прикаспийской НГП вопрос прогноза предельных температурных границ существования нефтяных или газоконденсатных залежей весьма актуален.

По данным Лэндса (1967), максимальная температура существования нефти в палеозойских отложениях составляет 110^о С. Однако, в частности в Прикаспийской впадине, установлено наличие нефтяного Тенгизского месторождения, где зафиксированы пластовые температуры до 128^о С. В палеозойских отложениях максимальная пластовая температура в нефтяных залежах зафиксирована на Котелевском месторождении на глубине 5382 м (Днепровско-Донецкая впадина) и составляет 132^оС.

Исходя из перечисленных фактов, рекомендуется контролировать результаты расчетов фазового состояния УВ оцениваемых объектов, ориентируясь на следующие температурные границы (для НГБ с палеозойским осадочным выполнением): I зона пластовых температур до 135^оС - зона уверенного прогнозирования существования нефтяных залежей, при прогнозе сумму жидких УВ можно делить на нефть и конденсат; II зона пластовых температур от 135 до 200^оС - область постепенного направленного снижения доли ресурсов нефти в свободном (жидком) состоянии, при прогнозной оценке сумму жидких УВ лучше не разделять на нефть и конденсат; III зона температур выше 200^оС - полное отсутствие нефти в свободном состоянии, начало быстрого снижения ресурсов жидких УВ (конденсата).

Автором предложена экспресс-методика оценки качественно-фазовых характеристик пластовых смесей (Орешкин И.В., 1991). Данная методика расчета успешно применяется при количественной оценке прогнозных ресурсов УВ Прикаспийской НГП (1988, 1993, 1999) и соответствующие прогнозы о преимущественной нефте- или газоносности различных участков НГП неоднократно подтверждались последующими поисковыми работами.

По количеству жидких и газообразных УВ (либо их удельным плотностям) и заданным значениям газоконденсатного и газового факторов в прогнозируемых залежах расчетного участка можно с помощью системы балансовых уравнений рассчитать количество каждого из компонентов пластовой смеси:

Н + ГК = ∑Ж,

Гсв. + Гр. = ∑Г,

ГК/Гсв. = ГКФ,

Гр./Н = ГФ,

где Н - нефть, т; ГК - газоконденсат, т; ∑Ж - сумма жидких УВ, т; Гсв. - газ свободный, м³; Гр. - газ растворенный, м³; ∑Г-сумма газообразных, м³; ГКФ - газоконденсатный фактор, т/м³; ГФ - газовый фактор, м³/т.

Отсюда

∑Ж - ∑Г*ГКФ

Н = ---------------------,

1 - ГФ * ГКФ

∑Ж - ∑Г * ГКФ

Гр = ГФ * --------------------- = Н * ГФ,

1 - ГФ * ГКФ

∑Г - ∑Ж * ГФ

Гсв. = -------------------,

1 - ГФ * ГКФ

∑Г - ∑Ж * ГФ

ГК = ГКФ ------------------- = Гсв. * ГКФ

1 - ГФ * ГКФ

Изложенная в первой части авторская методика бассейнового моделирования, ни в коем случае не конкурируя с зарубежными аналогами (США, Норвегия, Франция), тем не менее, отличается большей оперативностью и возможностью быстрого выявления наиболее значимого для решения задачи фактора. Таким образом, если программно-методические комплексы, например, фирмы EXXON или Французского института нефти (IFP), в основном предусматривают выполнение всего комплекса исследований и весьма полезны для создания постоянно действующих моделей и работы в режиме мониторинга, то рассмотренная методика, наряду с этим, отличается значительно большей оперативностью решения конкретной прогностической задачи. Далее будут показаны результаты практического применения данной методики применительно к подсолевым отложениям Прикаспийской НГП.