Методическое обеспечение исследований глубокопогруженных нефтяных и газоконденсатных флюидов

Былинкин, Геннадий Павлович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Методическое обеспечение исследований глубокопогруженных нефтяных и газоконденсатных флюидов
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методическое обеспечение исследований глубокопогруженных нефтяных и газоконденсатных флюидов"

' ! 1 киННСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РФ

2 Ф£0 Щ?

ВСЕРОССИЙСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРН)

1J1104, г. Ленинград, Телефон:273-43-83

Литейный пр., 39 Факс: 273-73-87

Экз. № IIa правах рукописи УДК (550.84.0S2: 543.77): 553.98.2.0-12

БЫЛИНКИН ГЕННАДИЙ ПАВЛОВИЧ

МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ГЛУБ0К0110ГРУЖЕННЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОПДЕНСАТНЫХ ФЛЮИДОВ

Специальность : 04.00.17 - Геология, полскп и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

ДИССЕРТАЦИИ IIA СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ ДОКТОРА ГЕОЛОГО -МИНЕРАЛОГИЧЕСКИХ НАУК

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ -1997

Работа выполнена в Ннжно-Волжском НИИ геологии я геофизики (г. Саратов)

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-мпнералогичоекпх наук, профессор С,Г. Неручев (ВНИГРИ, г. С-Петербург)

Доктор геолого-минералогичеекнх наук, профессор В,А. Чахмахчев (ИГиРГИ, г. Москва)

Доктор геолого-минералогпческих наук, Г.М. Парпарова (г. С-Петербург).

Ведущее предприятие: (АООТ) "Саратовнефтегаз", г. СарзтРР

Защита состоится ^ШСрГси 1997 г. в 14 час. на засе-

дании диссертационного Совета Д.071.02,01 по защите диссертаций иа соискание ученой степени доктора геолого' минералогических ' наук ири Всероссийском ордена Трудового Красного Знамени нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте Министерства природных ресурсов РФ (ВНИГРИ) по адресу 191104, г. С-Петербург, Литейный пр., 39, ВНИГРИ

С диссертацией можно ознакомиться б библиотеке ВНИГРИ Разослан " Ъ "'среЯр&ЛА 1997 г.

.Ученый секретарь диссертационного Совета кандидат

геолого-минералогическнх наук /А.К. Дертев/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

Углеводородное сырье занимает важнейшее место в объеме топливно-энергетического баланса н является основой экономики на современном этапе. Пря этом значительная доля прироста запасов нефти, конденсата, природного газа связана с открытием глубокопогружеппых месторождений (Прикаспийская впадина, Восточное Предкавказье, Западная Туркмения, Дне-провско-Донецкая впадина, Предкарпатье и другие НГБ). При исследовании этих пластовых систем возникла проблема повышения точности к достоверности оценки фазового состояния флюидов в недрах и их иодсчетиых параметров. Это связано с тем, что пластовые флюиды в этих залежах находятся в жестких термобарнческих условиях, часто с присутствием кислых компонентов и характеризуются высоким газо - и конден-сатосодержанием. Высоконасыщенные пластовые флюиды по составу и термодинамическим свойствам занимают промежуточное положение между типичными нефтями и газокондевса-тамп, и, как показывает практика, применение к ним традиционных методов исследования может приводить к искаженной оценке запасов газообразных, жидких УВ и коэффициентов их извлечения. Вместе с тем, разведка и разработка этих месторождений требуют значительных капитальных затрат.

В связи с этим, очевидна актуальность получения обоснованных концепции и методического обеспечения оценки фазового состояния и подсчетных -параметров глубокопогруженных флюидов для повышения достоверности подсчета их запасов и определения рациональных технологий разработки месторождений.

Эффективному решению этой проблемы в значительной мере способствует накопленный к настоящему времени обширный кондиционный фактический материал по исследованию пластовых систем уникальных по запасам глубокопогруженных месторождений Прикаспийской впадины и других НГБ. В этих месторождениях отражен весь спектр пластовых флюидов, включая летучие нефти и околокрптпческие высоконасыщенные компонентами С5+ газоконденсатные системы, со значительным содержанием кислых компонентов.

Диссертационная работа выполнялась согласно тематическим программам научно-исследовательских работ НВНИИГГ и связана с соответствующими общегосударственными проблемными планами Министерства геологии (Роскомнедра, Министерство природных ресурсов).

НЗУЧЕНИОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

Проблема повышения достоверности оценки фазового состояния и подсчета запасов высоконасыщенных пластовых флюидов возникла после открытия глубокопогруженных продуктивных пластов с большими запасами нефти, газа и конденсата [67, 69], по мере освоения глубокого бурения в США (в начале пятидесятых годов) к в СССР (в семидесятые годы). Решение проблемы осуществлялось путем экспериментального и математического моделирования термодинамического состояния пластовых флюидов применительно к специфике глубокопо-груженных месторождений. Большой вклад в познание флзи-ко-химической сущности этих систем, в разработку методического обеспечения их исследования, в совершенствование термодинамического аппарата внесли: С. Crongust, P.L. Moses, А*В. Cook, R.H. Jacoby, J. Berry, F.O. Rcndelhuber,

E.I. Orgaiück, B.H. Golding, M.T. Abasoc, T.W. Briiikiey, S.A. Naville, A. Sacid, L.L. Handy, R.C. Kodier, L.P. Dake,

F.O. Reudelhuber, R.F. Hinds, J.C. Cordell, C.K. Cordell, C.K. Ederfc, K.H. : Kilgrcii, K.S. Pedersen, P. Thomassen,

A. Fredenslund, D.Y. Peng, D.B. Pobinson, J. Hend, J.M. Lenoir, C.F. Braun, А.И. Брускловскпй, B.B. Кушниров, С.Г. Неручев, Г.Г. Вахитов. В.А. Гущин, В.Н. Мартос, А.Г. Дурьмигпьян,

B.Ф. Кондратьев, JI.C. Камкика, A.IO. Нампот, А.И. Дзюбешсо, Г.Р. Гуревпч, H.A. Леонтьев, Т.П. ЗКузе, В.И. Мамуна, Т.Д. Островская, H.A. Гриценко, И.С. Старобинец, Г.С. Степанова, А.И. Хазнаферов, Э. В. Чайковская, 10. П. Коротаев, В. А. Чахмахчев, В. В. Юшкин, В.И. Петерсилье, В. Ф. Пере-пеличенко, С.Н. Симаков, К.А.. Аникпсв, Т.П. Артамонова, М.Д. Белонин, С.П. Максимов, В.В. Пайрарян, Н.М. Сардои-ников, В. Е. Мицкевич и др.

Несмотря на достаточно большой и представительный объем исследований по этой проблеме, доверительные оценки характера изменения состава и свойств пластовых флюидов, классификационных показателей их фазового состояния, а также критериев идентификации летучих нефтей и подсчетных параметров остаются дискуссионными. Для корректного решения поставленной проблемы, наряду с совершенствованием традиционных методов, необходимо применение принципиально новых подходов исследования высоковасыщенных пластовых флюидов На единой методической основе.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Методическое обеспечение исследований высоконасьпценных пластовых нефтяных и газокондепсатпых флюидов для повышения достоверности оценки фазового состояния и подсчета запасов глубокопогруженных месторождений.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ

1. Выявление характерных типов распределения параметров пластовых нефтяных и газоконденсатных систем в глубокопогруженных крупных месторождениях для повышения достоверности решения прогнозных задач на разведочном этапе ГРР.

2.Теоретическое обоснование п создание новой методпкн корректной количественной оценки фазового состояния и степени насыщенности глубокопогруженных пластовых флюидов для объективного распознавания образа пластовых систем в формализованном виде.

3. Разработка методических решений для повышения достоверности оценки запасов нефти, газа и конденсата глубокопогруженных месторождений с выходом на создание принципиально нового универсального способа подсчета запасов на единой методической основе.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ

Решение поставленных задач основывается на экспериментальном исследовании пластовых флюидов, проведенном на аппаратурном комплексе РУТ нового поколения с высокой разрешающей способностью, п на результатах математического моделирования с использованием современного термодинамического аппарата, признанного п применяемого в настоящее зремя в мировой практике.

ИСХОДНЫЙ МАТЕРИАЛ

Исследования базируются на данных анализа представитель-1ых глубинных, рекомбпнпрованных и сепарированных проб юфтяных и газоконденсатных систем глубокопогруженных месторождений Прикаспийской НГП (Карачаганакское, Тен-'изское, Астраханское и др.), Волго-Уральскоы НГП в пределах Зодгоградского Поволжья (Антниовское, Балыклейское, В. /мотовское, Камышинское, Петроввальское, Горно-Балык-геиское, Николаевское, Ново-Нпкольское) и Бузулукского НГР Южно-Первомайское), Терско-Сунженской НГО Восточного Тредкавказья (Северо-Е-рагунскос, Брагунское, Правобережное, )ктябрьское, Минеральное, Эльдарово, Северо-Малгобекское, !аладный Гудермес, Ханкальское, Торяченсточненское, Хаян-

корт, Андреевское, Эльдарово, Старогрозненское), Шельфа Южного Вьетнама (Белый Тигр, Дракон) и ряду объектов ДДВ (Матлаховское, Харьковцевское).

Всего использовано 180 глубинных и рекомбпннрованных проб по 30 месторождениям. Кроме того, выводы обосновываются данными 80 опытов экспериментального моделирования пластовых систем при изменении газосодержания, температуры и составов газовой и жидкой фаз.

Исследование Пластовых флюидов и экспериментальное моделирование проведены в НВНИИГГ, СП "ВЬЕТСОВПЕТРО", а также использованы результаты совместных исследований с ПО НВНИКГГ, ЮУФ ВНИГНК, КазНИГРИ, проведенных под руководством автора. Для сравнительного анализа привлечены фондовые и опубликованные данные Гипровостокнефть, Сев-КавНИПИнефть, ВолгоградНИПИнефть и УкрНИГРИ.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

Использование корректных материалов экспериментального исследования высоконасыщенных пластовых флюидов уникальных по запасам месторождений позволило автору установить новые явления, выявить их сущность и создать методики, которые позволили решить поставленную проблему на принципиально новом уровне.

1. Установлено совершенно новое явлеппе относительного постоянства состава и свойств однофазных нефтяных систем во всем продуктивном интервале высокоамплнтудных глубокопо-груженных месторождений. Отсутствие ощутимой дифференциации нефтей в залежах с внутрирезервуарнои сообщаю-мостью прк супербольших этажах нефтеносности объясняется относительно облегченным составом нефтей. На основе этого факта значительно упрощается прогноз параметров пластовых нефтей при оперативном подсчете их запасов на поисково-оценочном и разведочном этапах ГРР.

2. Впервые выявлено явление, характерное для глубокопо-груженных однофазных, пластовых флюидов, проявляющееся а том, что во всем диапазоне изменения газосодержашш давление насыщения нефтяных л газоконденсатцых систем не достигает уровня пластового давления. В связи с этим,' предельно насыщенные тазом нефтяные системы и компонентами группы С5+ газоконденсатпые смеси глубоконогружениых месторождений при использовании традиционного подхода к определению степени насыщенности пластовых флюидов (по сопоставлению пластового давления и давления насыщения) будут ошибочно считаться педоыасыщениымн.

3. Предложен позый метод достоверной оценки степени насыщенности пластовых флюидов, заключающийся в класснфицн-

рованип пластового флюида относительно барических уровней фазовой диаграммы и использовании критического и потенциального газосодержаипй в качестве базовых сравнительных уровней с пластовым газосодержанпем. При этом, критическое газосодержание отражает переходный уровень нефгяпой системы в газоконденсатную (п наоборот)» а потенциальное -определяет уровень газосодержания пластовой смеси, достигаемый в точках давления насыщения при пластовом давлении. Этот метод позволяет осуществлять объективное распознавание образа пластовых смесей по предложенным новым количественным критериям: коэффициентам критичности, насыщенности и летучести. При этом подходе установленное автором новое явление пережатости глубокоиогруженных однофазных систем во всем диапазоне газосодержания не оказывает влияния на достоверность получаемых результатов.

4. Создан принципиально новый альтернативный »способ подсчета удельных запасов нефти, газа, конденсата на -единой методической основе, заключающийся в применении оперативно и достоверно определяемых параметров: плотности <пластового флюида и его компонентного состава. При таком ¿подходе предложено при оценке запасов рассматривать пластовые нефти аналогично газоконденсатным флюидам в виде многокомпонентных систем, состоящих из газообразных - составляющих (N2+ рсдхие. СОо, НоБ, СК„ С2Н0, С3Н8, 1-С4Ню, п-С.1Нга)т компонентой группы ВЫС1Ц.. Этот способ дает оценку:удельных запасов нефти, газа, конденсата на компонентном уровйе с соблюдением полного материального баланса. Предложенный способ пе требует использования традиционных йодсчетных параметров и, следовательно, исключает погрешности,' возникающие при определении объемного коэффициента в летучих нефтях и коэффициента свёрхсжимаемости в пластовом газе с высоким содержанием конденсата. Способ не зависит также от возможных ошибок, возникающих при идентификации фазового состояния пластовых флюидов, прост н практическом использовании п дает корректную оценку ресурсов и запасов глу-бокопогруженных нефтяных и. газоконденсатных месторожде-

. НИИ.

ЛИЧНЫЙ. ШСЛАД АВТОРА

Автор являлся руководителем и ответственным исполнителем работ по лабораторному и тематическому исследованию пластовых нефтяных и газокондрнсатиых флюидов на территории Прикаспийской впадины (в тсчгпие Ю™ лет) и Шельфа Южного Вьетнама (в точение 4х лег). Ото позволило собрать и проанализировать информативный -перпичнып материал, послуживший основой для иагшеатгая.¡диссертации. Постановка

проблемных задач, их принципиальное решение, публикации, а также практическая реализация являются авторским приоритетом.- ;

РЕАЛИЗАЦИЯ И ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ

Выполненные научные и методические разработки автора являются основой для повышения эффективности и разрешающей способности истодов идентификации фазового состояния, оценки прогнозных ресурсов и подсчета запасов углеводородного сырья глубокопогруженных месторождений.

Предложенные методики реализованы в оперативных и окончательных подсчетах балансовых п извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и при составленпк технпко-экономическрго обоснования разработки Астраханского ц Ка-рачаганакского месторождении Прикаспийской впадины, Южно - Первомайского,, Разумовского к ■' Западно - Впщцезского многопластовых кестородепий Бузулукской впадины, а также месторождений Белый Тигр п Дракон Южного Вьетнама. Результаты работы по установлению характерных типов распределения параметров нефтяных и газокоидснсатпих систем но пользованы при обосновании прогнозных подсчетных параметров на новых перспективных лицензионных участках, а также при составлении комплексных проектов геологоразведочных работ на нефть п газ в Прикаспийской впадине и ее обрамлении. Практическая значимость работы заключается в универсальности использования разработанного методического обеспечения исследования высоконасыщенных глубокопогру-жевных пластовых флюидов, независимо от их региональной приуроченности на всех этапах ГРР.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные результаты работы докладывались автором на международной конференции "Разработка нефтегазокондепсат-ных месторождений" (Краснодар, 1990), Всесоюзных оовоща-. ниях: "Прогнозирование цефтегазоносности и разведки нефти и газа" (Москва, 1983), "Нефтегазообразоваште па больших глубинах" (Ивано-Франковск, 1986), "Пути повышения достоверности локального прогноза нсфтегазоносности" (Саратов, 1987), "Теоретические, природные и экспериментальные модели .неф--тегазообразования и их использование в прогнозе нсфтегазоносности" (Ленинград, 1989), па региональной научно-практической конференции "Проблемы комплексного освоения Астраханского газокопденсатного месторождения" (Астрахань, 1987), а также на ряде других региональных конференций (Тюмень, Волгоград, Вунг-'Гау).

Результаты исследований докладывались при защите отчетов по балансовым запасам нефти, газа, конденсата на заседаниях Государственном. комиссии по запасам СССР и Вьетнама (Москва, 1987 г.,1989 г.; Вунг-Тау, 1992 г., 1994 г.).

ПУБЛИКАЦИИ

По теме диссертации опубликована монография (в соавторстве) и более SO статей во всесоюзных журналах! /'Геология нефти и газа", "Газовая промышленность", "Нефтяная промышленность". Получено три авторских свидетельства, оформленных в форме патентов.

ОБЪЕМ И СТРУКТУРА ДИССЕРТАЦИИ

Диссертация состоит из 4х глав, введения и заключения, содержание которых изложено на 170 страницах, включающих 45 рисунков, 15 таблиц и 11 приложений. Список литературы состоит из 129 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность докторам наук Г.й. Тимофееву, В.Н. Мартосу, А.И. Врусилозскому, В.И. Пе-терсплье, Г.Г. Вахптову, С.Г. Неручеву, O.K. Навроцкому, В.Я. Воробьеву^ Ю.С. Кононову, кандидатам наук И.В. Орещ-кпну, В.Е. Логиновой, В. А. Саввину, Г.Х. Шерману, В.И. Лапшину, ИЛИ. Кувандыкову, Х.Д. Тьен за ценные советы и доброжелательную критику, а также сотрудникам п коллегам лабораторий пластовых флюидов М.П. Кулиннчу, A.B. Урусову, З.Х. Лыонг, Н.В, Хуиг за проведение уникальных PVT - исследований и помощь в интерпретации материалов, что создало автору необходимые условия для создания данной работы и внедрения результатов в практику' геологоразведочных работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. АППАРАТУРА II ШПОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

В главе рассмотрены принципиальные возможности использованных для анализа установок фазовых . равновесий и их метрологическое обеспечение. Указаны методики, положенные в основу экспериментального' PVT ипеледовання и математического моделирования термодинамического'состояния и cr.oiicrn природных Пластовых систем.Прнподены погрешности результатов замера параметров пластовых и сепарированных флюидов.

Исследования Пластовых нефтяных и гааокондепсатных смесей и их моделирование проведены иол руководством автора на установках фазовых равновесии: Дльстом-Лтлалтик ABC

"Magra PVT" (Франция), РУТ "Пласт" (Россия), Д.В. Robinson "Jefri PVT" (Канада). Эти установки отвечают современным требованиям, предъявляемым к исследованию нефтяных и га-зокондэнсатных систем, выполнены в антикоррозийном исполнении в отношении, кислых компонентов, рассчитаны на жесткие термобарическпе условия, снабжены устройством для визуального фиксирования фазовых границ флюидов и точным цифровым выводом анализируемых показателен. Разрешающая способность данного аппаратурного комплекса приведена в табл. 1.

Методика проведения PVT анализов базировалась па методических руководствах по исследованию газоконденсатных (ВШШГаз) и нефтяных (ВНИЙНефть, БашНЙПИнефть) систем. При этом, для объективной оценки распределения компонентов С5+ в добываемом газе и в выпавшей ретроградной жидкости прп анализе газоконденсатных. флюидов применялась методика исследования на истощение залежи, принятая в зарубежной практике. Для получения объективной информации PVT исследований особое внимание уделялось условиям отбора проб и транспортировки, а также первичным контрольным анализам, нацеленным на оценку копдпциоипости проб, согласно существующим методическим рекомендациям.

Табл. 1. КАРТА УРОШ1ЕЙ УСТАНОВОК ОЛЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ

ПОКАЗАТЕЛЬ MÁGKA ПЛАСТ* JEFIU М-АСМ-

600

Максимальное давление МРа 120 120 7& 60

Погрешность замера % 0.1 0.1 0.1 0.5

Максимальная ■'С; 180 250 180 150

температура

Погрешность замера 'С 0.2 0.2 0.2 0.5

Объем цилиндра РУГ см3 3400 2000 130 100

Мертвый объем см3 107 .5 .1 10

цилиндра Р\"Г

Допустимая точность . см3 0.1 0.1 0.1 0.1

замера

В работе приведены значения погрешностей замера параметров пластовых и сепарированных флюидов для учета их ири интерпретации анализируемых данных с целью проведения

* Установка Р\ЛГ "Пласт" сконструирована под руководством автора с цолыо корректного комплексного исследования летучих исфтей и высо-коиаеьпцешшх гаюкондатсатиых систем при жестких термобяричееких

условиях {патент 1808127, Бюл. Л» 10, 1993).

объективного сравнительного анализа по фактическому изменению показателей нефтяиых и газоконденсатиых флюидов в плаце и разрезе месторождений.

С целью дополнения вариантов экспериментальных РУТ анализов проводилось математическое моделирование; исследований пластовых смесей. Расчеты осуществлялись па основе кубического уравнения состояния а ■ модификациях Пенга-Робпнсона п Брусилозского. Адаптация математической модели к\ реальным пластовым пефгям'п газокоэденсатам осуществлялась путем сравнения расчетных и экспериментальны:: значений давления насыщения и данных сепарацпонпого теста, путем введения поправок. в физико-химические свойства Ргенс1о компопентоз С^ и, главным образом, в наиболее высокомолекулярные фракции. При достижении значений погрешностей между расчетными и экспериментальными данными в пределах ошибки анализа между параллельными пробами расчеты ыртшмалпськак достоверные. ...

2. ХАРАКТЕРНЫЕ ТИПЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЯИЫХ К ГАЗОКОНДЕНСАТИЫХ СИСТЕМ В ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЬ1Х КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

В главе рассмотрены особенности распределения фпзпко-хнмпческпх свойств флюидов и их фазового состояния по глубинному разрезу п площадному ■ распространению глубокопо-гружешгых крупных прггродных резервуаров. Для обоснованного решения прогнозных задач, объективного подсчета запасов установлены характерные типы пластовых систем. Выявлено повое явление постоянства состава флюидов, проявляющееся в высокоамплптудных однофазных нефтяных, месторождешплх.

Анализ показал, что в нефтяных и в газоконденсатиых залежах встречаются случаи^: когда' общепризнанные .зависимости изменения свойств флюидоп лпбо.пе проявляются, либо имеют противоположную направленность. Установленные отклонения свойств нефтяных и газовых систем от лаправлениостен классических схем позволяют рассматривать последние, применительно к решению прогнозных задач, как вероятные тенденции распределения значена ¡'г параметров в пределах месторождений.' Очевидно, что'дальнейшее.изучение этого вопроса па мелких п средних 'залежах является ие1Шфсрматиг.пым. В связи с этим, автор проанализировал представительные материалы но исследованию изменения спойсти пластовых углеводородных флюидов в пределах глубокопогруженных уникальных но запасам массивных месторождений. Достаточная охарактеризовал-

ность кондиционными пробами супербольших объемов залежей с внутрирезервуаркой сообщаемостью позволила получить корректные выводы о характерных типах распределения параметров нефтяпыу. и газоконденсатных систем.

2.1. ОДНОФАЗНЫЕ НЕФТЯНЫЕ СИСТЕМЫ

Наиболее типичными представителями высокоамплитудных (от 500 до 1000 м и более) однофазных нефтяных залежей являются месторождения: Тенгиэ (Прикаспийская впадина), Се-веро-Брагунское, Правобережное, Октябрьское (Восточное Предкавказье, Терско-Сунжеяская ЦГО), Белый Тигр (Шельф Южного Вьетнама). Эти уникальные залежи находятся в относительно жестких термобарпческпх условиях. Диапазоны начальных пластовых давлений и температур составляют соответственно от 37 до 97 МРа п от 105 до 190 'С в глубинном интервале от >3100 до -5650 м. В рассматриваемых месторождениях продуктивные, отложения представлены трещиноватыми карбонатными породами (Тенглзское, Северо - Брагупское, Правобережное, Октябрьское месторождения) и трещиноватыми гранитами докайкозойского кристаллического фундамента (месторождение Белый Тигр), В пластовых условиях нефти всех этих месторождений сильно пережаты. Значения начальных пластовых давлений превышают давления насыщения па 20-70 МРа, что дало возможность без особых затруднений отобрать кондиционные глубинные пробы в однофазном состоянии и, следовательно, базироваться на надежных результатах исследований.

Установлено, что, независимо от термобарических условий, состава п возраста вмещающих отложений, во всех высокоамплитудных массивных глубокопогруженных залежах не отмечается ощутимой дифференциации флюидов и отсутствует какая-либо определенная направленность изменения свойств и состава нефтей и газов сепарации. Из рис. 1 следует, что основные параметры пластовых и сепарированных нефтей: газосодержание, давление насыщения, плотность, вязкость - по мере возрастания глубины ведут себя довольно постоянно, при небольшой дисперсии тачек. Значения плотности пластовой нефти при слабо изменяющихся газосодержании и плотности сепарированной нефти являются функцией термобарических условий. При этом, давление и температура действуют разнонаправленно а, в определенной степени, компенсируют друг друга, что, в свою очередь, обусловливает относительное постоянство значений плотности пластовой нефти по разрезу месторождения. Отсутствие ощутимой дифференциации нефтей в залежах с внутрирезервуаркой сообщаемостью при супербольнгах этажах нефтеносности объясняется относительно облегченным составом нефтей. Последние характеризуются минимальным

АБСОЛЮТНАЯ ОТМЕТКА (м)

¿л ~ кз О Се С> и

.5 5 8 8 8388

ими

£ м Б 8 8 1

5 £

» г'

Октябрьское

ЦриаоОережное £

заиад восток

абсолютная отмктка (м)

ел ел -а- №

8 8

<и

в) с> л и

8 8 3 8

¿9 СА ¿> СО О

3 8 8

1 * > *

. О алпад

С.Врагупскоо м -»>

■о восток М и

Прлпобсрсжггоо •3

> О

о и

«г

5 *

5 2 X

я >■

V а я

« =3 3 ооЭ я к 2

абсолютная ОТМКТКА ^М)

V* ' с 4* к ¿а ¿а са и ее

Ъ 'х 5> м С &> О м О

г 8 В В 3 I 3 8 8 I 8 8 8 8

¡1

~ я >

а >

■ я .

Октябрь.

Ирияойережноа •3 ■А.

зи1ШД восток

5 Г

¡3 а ' §»■

ш (4

- «

п Я

В "

5 °"

2 « ■

г о

7 "

•Ь и.

5Л с* «и. м о

8 8 8

С.Врлгупскос -*-

авсолют11ая ошктка (м) X. А. м ¿!

а. а.

О м

и и

•¿X Сд 8 8

■. яппдд .

Прпяоберожнс«1

Октябрьское

£ Я

X >

& • ^ о

5 5 о

2 % о

р и

й 3» 1

г* М» о а

8- •е а

н > >

о и ч

•з •9 5»

о б ч 1

ц я О

5 к

■содержанием смол, асфальтенов и высоким выходом легкоки-пящих компонентов, что обусловливает относительно низкую плотность сепарированных пефтеп от 810 до.830 кг/м3. Расчеты по оценке влияния силы тяжести на изменение плотности этих: пластовых' нефгеи по алгоритму, предложенному ; А.Ю. Накиотом (1976), свидетельствуют о сравнительно малой величине этого эффекта. Так, теоретически, пефть с плотностью 630 кг/м3 с погружением на 1000 м. при достижении равновесных ; условий доллша утяжелиться всего до 636 кг/м3, что входит в пределы^ошибок при отборе и анализепараллельных,проб. В. дополнение к этому, увеличение .температуры в залежи с возрастанием; глубины так же в некоторой степени препятствует действию силы тяжести путем выравнивания концентрации компонентов при тепловом движении молекул (эффект Сорре).

Составы нефтерастворенных газов в рассматриваемых месторождениях так; ясе, как и свойства пластовых и сепарированных нефтей,. довольно постоянны по высоте залежей. Очевидно, что - пережатость и недонасьхщенность рассматриваемого тппа пластовых ■ нефтей препятствуют перераспределению газовых компонентов, растБоранЕЬ^г в жидхой фазе.

2.2. НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТКЫЕ П ОДНОФАЗНЫЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СИСТЕМЫ

Характер изменения свойстг нефтегазоконденсатных и однофазных газоконденсатных систем рассмотрен на примере круп-пых глубокологруженных массивных залежей Прикаспийской впадины (Карачаганакское и Астраханское месторождения), являющихся уникальными эталонными объектами. При исследовании Карачаганакской пластовой нефтегазоконденсатной системы представляется возможность проследить, с одной стороны, закономерности изменения свойств и состава высококон-денсатонасыщенного газа по высоте залежи па протяжении 1370 м, с другой - классический фазовый переход флюида из газового состояния в жидкое без видимых границ раздела и своеобразие нефтяной подушки (оторочки). В нротивополож-. ность. этому, в Астраханском однофазном газоконденсатном месторождении высота продуктивной части всего 200 м, но залежь имеет широкое площадное распространение .(30 х 100 км). Это позволяет оценить особенности изменения свойств и состава газоконденсатной смесп с аномально высоким содержанием кислых компонентов по площади месторождения.

Исследование Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения показало, что направленность изменения основных показателей пластового газа и нефти, проявляющаяся в типичных мелких п средних двухфазных залежах, принципиально не

отличается от таковой в крупных глубокопогруженных месторождениях, но имеет более четко выраженный характер (рис-. 2). Последнее позволило установить факт относительного постоянства состава сухого газа, удельных объемов пластового флюида и извлекаемых запасов копденсата по всему глубинному разрезу месторождения. Анализ показал, что, по мере роста начального пластового давления (рпс. 3.1) должны возрастать запасы пластового газа; вместе с тем, одновременное увеличение коэффициента сверхсжимаемости (рпс. 3.2) обусловливает относительное постоянство величины РДЙ^), что в определенной мере стабилизирует начальные удельные запасы пластового флюида по высоте Карачаганакского месторождения (рис. 4.3). Направленная обратная связь содержатся компонентов С5+. и коэффициента их извлечения (рпс. 2.1, 2.2) также определяет постоянство извлекаемых удельных запасов С54. практически во всем глубинном интервале месторождения. Установленные факты значительно упрощают решение прогнозных задач в пределах подобных месторождений. Определено, что флюн-дальная Система Карачаганакского месторождения с термодинамических позиций является незавершенной. Максимум дефицита насыщения фиксируется в присводовой части структуры. По мере .погружения пластовая газоконденсатная система стремится к насыщению, и на уровне ТНК давление начала копдсьсдцип сближается.'с пластовым давлением.'■■В верхней части нефтяной зоны также существует предельное насыщение, но с приближением к водонефтяному контакту нефтяная система становится педонасыщенпой. Адекватный характер изменения основных параметров газоконденсатных месторождений наблюдается в гораздо менее амплт'удных месторождениях в Западно-Сибирском, Бухаро-Хпвпнском и других регионах. Следовательно, иа примере Карачаганакского месторождения наиболее ярко проявляется классический тип поведения показателей термодинамической пластовой системы нефгега-зоконденсатного месторождения. Практика исследования показала, что наиболее сложным аспектом в подобных месторождениях является оценка фазового состояния в переходной газонефтяной зоне, где газоконденсатная и пефтяная системы сосуществуют равновесно, при этом очевидно, что должен осуществляться плавный переход из газового в жидкое состояние, без видимых границ раздела. Использование традиционных критериев для идентификации фазового состояния пластовых систем-по физико-химической характеристике жидких флюидов я этом случаи затруднительно, поскольку они обладают близкими свойствами как в надконтактной, так и подконтакт-нои зонах. Так, в Карачаганакском месторождении в зоне ГНК плотность дегазированных флюидов варьирует в узком диапа-

Рис. 2, ЗАВИСИМОСТЬ СОДЕРЖАНИЯ, плотности и КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ КОМПОНЕНТОВ Сц. КЛХ'ЛЧЛГЛИЛКСКОГО МЕСТОРОЯСДЕНШ! ОТ ГЛУБИНЫ !ЮГРУ;'.;НШП

PlIC. 3. ЗАВИСИМОСТЬ УДЕЛЫТМХ ЗАПАСОВ ПЛЛСТОПОГО ГАЗА И ПОДСЧЕТИЫХ ПАРАМЕТРОВ КАРАЧАГАПАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ГЛУБИНЫ ПОГРУЖЕНИЯ

3.1.

50 5-i 5S 62 НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ. МГа

-шк ■

- впк

3.2.

-3600

-5200

1.2 1.3 1.4 1.5

коэффициент сеегх-

сжимагмости

3.3

-зооо

3. -3800 а -4000

.4200 -4400 -4G00 -4800 -5000 • 5200

О О о

о.

3 ■

зоо ззо зео

НАЧАЛЬНЫЕ удельные заиась

зоне о- от -800 до 820 кг/м3, и фазовое состояние флюидов в пластовых условиях определяется главным образом величиной соотношения газ/жидкость,- -а фазовый переход - критическим газосодержаннехл. Экспериментальное моделирование пластовой ■ смеси' при изменении соотношения жидких и газообразных УВ показало, что критическое газоссдержакие в условиях га-сопсфтяного контакта находится на уровне 830 - 680 м3/-^';, этого следует, что при газосодержашш (GLR) менее 890 м-'/м" (при плотности сехирировашюи жидкости 810 - 820 кг/м") пластовая смесь в условиях Карачаганакского месторождения находится в лшдком состоянии, а'при GLR > OSO ма/м3 - в газообразном. Этот критерий позволил корректно классифицировать промыслопые данные, а также результаты .'исследования глубинных проб п установить контакт между пгаокондспсатпой и нефтяной частями залежи-rtai от»$<?тке -1950 ± 2Г> i:.

Уникальность Карачагпнакск'ого месторождения выражается также в том, что ниже ГНК встречей практически юесь спектр природных глубоко;!алегающих пластовых, нефтен.^ от легких до тяжелых. Пластовые нефти характеризуются аномально высоким гзаосодержанпем (от 31 Г» до 880 м3/м3) а предельной насыщенностью, и лишь в пределах ВПК отмечается некоторый дефицит насыщения (РгРь-=1.6 МРа) газобразиыми компонентами (280 м3/м3). Этот кондиционный материал позволил по-

?.|'5/м3

1С

лучить корректные представления о характере распределения свойств нефтяной системы в пределах глубокопогруженного массивного коллектора, что особенно важно для выбора рациональной схемы разработки месторождения. Исследования показали, что несмотря на внутрирезервуарную сообщаемрсть, в пределах; нефтяного слоя выявляются различные типы дифференциации нефтей и определенная зональность их распространения. Наиболее отчетливо это фиксируется по летучей нефти, глубинный интервал которой направленно увеличивается в северо-восточном направлении от 20-30 м до 110 м, за счет постепенного сокращения объема тяжелой нефти.

U противоположность Карачаганакскому в Астраханском • месторождении но отмечается направленного изменения содер-- жашш компонентов группы в пластовом газе в пределах 4 от}{0С{{тельно небольшой высоты залежи (200 м). Вместе с тем, ;йо;плещади месгорождешгя от периферийной зоны к центру в '¿o'gTftíiP пластовой смеси происходит увеличение начальной концентрации С5+ от 125 до 275 г/м3 . Наряду с отнм, в соста-■де рластового газа наиболее ощутимые изменения фиксируются до кислым компонентам (COovHoS), концентрация которых направленно возрастает е сеЬеро-востока на юго-запад от 25 до 50 raol %. При этом, существует прямая связь содержаний С02 п HoS при коэффициента корреляции 0.84. Подобная незавершенная система при значительно меньшей концентрации H2S в пластовом газе имеется на Оренбургском газоконденсатно?.! месторождении, сопоставимом по площадному распространению с Астраханским. Существенный запас пластовой энергии к более низкое содержание конденсата в Астраханском пластовом. газе (относительно Карачаганакского) обусловливают более высокое извлечение liOMnoiieirroB группы С5+. Последние, при снижении давления в залежи до 3,5 МРа, достигают уровня от 0.55 до 0.78 (протпз 0.21 - 0.43 в Карачагаиакском месторол;-дешга).

В работе на основе результатов экспериментального моделирования высказапы новые представления автора о причинах, обусловливающих термодинамическую незавершенность пластовых систем, существенную дифференциацию нефтяного слоя в двухфазных залежах, пгравновесность состава пластового газа в глубокопогружедвых ; месторождениях типа' Карачаганакского н Астраханского. В целок, установленные особенности пластовых флюидов рассматриваемых систем определяются многоэтапностыо их формирования в жестких термобари-ческнх условиях.

Таким образом, исследование углеводородных пластовых флюидов в пределах глубокопогруженных уникальных по запасам месторождений с внутрпрезервуарной сообщаемостью по-

зволило выявить следующие характерные типы распределения параметров нефтяных и гаэоконденсатных систем:

Тип I присущ для однофазных нефтяных высокоамплптуд-ных месторождений и имеет следующие характерные признаки:

• Пережатость и кедонасыщенность газом пластовой системы, проявляющиеся в том, что начальное пластовое давление существенно превышает давление начала кипепия пластовой нефти.

• Отсуствне ощутимой дифференциации свойств пластовых и сепарированных нефтей по всему глубинному разрезу залежи.

Тип II свойственен иефтегазокоиденсатным высскоамплитуд-ным месторождениям и характеризуется следующими чертами:

• Незавершенность термодинамического состояния плаетопон системы, выражающаяся в том, что полное насыщение пластового флюида фиксируется только на уровне ГНК, а при удалении от контактной зоны происходит увеличение дефипнта насыщения пластового газа компонентами С51. , а нефтяной системы газом. Соответственно, в направления от ГНК к присво-довой части структуры и к !ШК различие между начальным пластовым давлением и давлением насыщения возрастает.

• Плавный переход из газового состояния в жидкое без видимых границ раздела.

• Относительное постоянство состава сухого газа, удельных объелгог. пластового флюида и извлекаемых запасов С5*, при возрастании содержания Сь, и их плотности в составе пластового газа по высоте залежи.

• Снижение газосодержания пластовой нефтп При одновременном увеличении плотности сепарированной нефти от ГНК к водонефтяпому контакту. •

Тип Ш проявляется в одяос))азных пиоконденсатиых системах со значительным илрщадным распространением н характеризуется следующими признаками:

• Пережатость и педон.'>сыщеиш>сть компонентам» пластиной системы. проявляющиеся в том. что начальное илагтоиоо давлеипе существенно пренышает давление начала конденсации пластового газа.

• Нерашювесность госта па плистопого га.м, отражающаяся п зональности распределении кислых компонентов и по площади месторождения.

Вычтенные характерные типы распределения параметров нефтяных я газокондеж г.тнмх «-истом глубокопогружеииых месторождений на кондпииочпых фактических материалах позволяют обоснованно ¡кчтт. прогнозные задачи, связанные с ;>кстраполчцт>й «арамс-трои иластоиых флюидов. Прогнозирование последних рекомендуется к применению на начальных

этапах ГРР, после идентификации фазового состояния пластового флюида по первым продуктивным притокам.

В ряду характерных особенностей, свойственных глубокопо-груженным месторождениям, наибольший интерес представляет выявленное автором совершенно новое явление относительной неизменности свойств флюидов, проявляющееся практически во всех однофазных пережатых массивных нефтяных залежах. Этот факт значительно упрощает прогноз параметров пластовых флюидов при оперативном подсчете их запасов на поисково-оценочном а разведочном этапах ГРР, имеет научное, практическое значение и выносится как защищаемое положение, ■"■

з. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ И СТЕПЕНИ НАСЫЩЕННОСТИ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

В главе дано методическое обоснование корректного подхода к оценке фазового состояния околокритических пластовых систем, предложен принципиально новый метод достоверной оценки степени насыщенности глубокопогруженных пластовых флюидов.

Анализ показал, что традиционные методы распознавания типа залети по физико-химической характеристике жидких флюидов, справедливые для иеглубокопогруженных месторождений, становятся недостаточно информативными при исследовании глубокопогруженных залежей. Это связано с тем, что в области повышенных давлений и температур по мере увеличения глубины происходят направленное сближение свойств сепарированных нефтей к конденсатов, что, соответственно, приводит к нивелированию их различий, начиная с глубины -3500 м (рис. 4). В связи с этим, этот глубинный уровень можно рассматривать как грашгчный между неглубоко и глубокопогруженными месторождениями. В недрах эти пластовые системы находятся в околокритическом состоянии, и при незначительном изменении галосодержаипя пластовая смесь при одном и том же составе жидкого флюида может переходить из газообразного состояния в жидкое и наоборот.

Идентпфлка ппя фазового состояния зтнх пластовых смоскп по промысловым данным при исследовании 'скважин также затруднительна, так как фазовое поведение системы после раздела на две фазы практически одинаково как для процессов раз-газирования, так н конденсации, поскольку объемы образую щнхея газовой и жидкой фаз сопоставимы. В работе обосновано, что достоверная идентификация .фазового' состояния высоконасыщенных пластовых флюидов может быть

рис. 4. зависимость плотности сепарированных нефтей и конденсатов <р=ол МРа, t=20'C) от глубины погружения

-1000

|S -2000 2

g -3000 «

в 4000 b* С

S -5000 U

< -еооо 7000

650 "00 750 S00 8 Г» О <>00 ЯМ 1000 ПЛОТНОСТЬ CHI.U-HPOНАМНОГО ЖИДКОГО ФЛЮИДА (kr/M3)

с Гп;юконд(Ч?с»т»мг .;.t:¡|.;нп (Прикисиийгкпя, Дпрпровгко-Дол^цкгш. 1>улулукск;;я шшдшгм);

• Однофазные лплогкн нечЬтп (Цртии'яийскля. Буэулукск::л, - Mi:KC-HKÜ!ICKIIÍ!, MoKOIIfCKUH ШМДННЫ, и0Л1ЧзгрлДСК0е Прнпобережы'

н Восгочкт» Ир<'дкаккпп;.с); ¡

*■ ДнумЫкшиг .и.к'Л.'П Hwtmi t Ииикагттгк:»я. Гп'.лмукгклн ниадипы>. ;

проведена только но термодинамическим исследованиям с определением критического газосодержпиия (GLR,.) для каждой анализируемой пластовой смеси. Для корректной оценки (Л.К,, необходимо проведение зкспсрпмснталнпого" моделирования изотермических процессов контактного разгазиронаннм и конденсации при дискретном изменении начального пкюеодержа-иня рекомпшшропанимх проб. Ир» этом-составы жидкости и .газа сепарации, положенных л оснону рскомочиацни. должны быть неизменными. Получаемая серии изотерм изменения объема жидкой'фазы при снижении'.давления позволяет однозначно определит), критическую область по гпзосодсржпияю, D ко" торой происходит фа.юное изменение системы. Наиболее отчетливо, ото яплеиие отображается нп фазовой диаграмме, и координатах: лянление-гязосодсржп'ни«! (рис. 5) в отличие от традиционно используемых координат: длклснне-тймстердтура.

М поп «вариантное зкепериментпльное и математическое моделирование фАЗОвЫХ пе)>сходон ln-l¡>railMX и газококденсатных систем Прикаспийской. Диояроиоко-Дож'икой »палия л Восточного Предкавказья показало. что критическое газосодержа-

Ряс. 5. ФАЗОВАЯ ДИАГРАММА: ДАВЛЕНИЕ - ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ | (ЛЕТУЧАЯ ШФТЬ КЛРЛЧАГАИЛКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ* \

50 200 350 500 «50 800 ВДО 1100 1250

ГЛЗОСОДЕГНСЛ1ШЕ, М3/.*3

япе имеет довольно широкий диапазон и может варьировать от 500 до 1200 М3/мЛ . Значение ОЬЛ,. определяется составом газовых, жвдКих (С5+) компонентов а- температуре;!.' При увеличении молекулярной массы углеводородных газов и компонентов С^. критическое гяяосодержание увеличивается, а при возрастании температуры уменьшается. Введение в систему НчЭ повышает критическое газосодержави«. Действие углекислого газа и азота близко к метану. Полученные результаты свидетельствуют о том, что существующая неоднозначность мнений оценки граничных значений переходной зоны фазового состояния пластовых флюидов связана с тем, что цыводы исследователей основываются на анализе выборок Пластовых смесей, отличающихся своим составом.

Установлено новое явление, аыражакмцекся в том, что в глу-бонепогруженных однофа.-шых пластовых системах величин!.! давления иасмщении: не достигают уровня пластового давлмчш во всем диапазоне гааосодержаник и температур, охватывающих практически весь спектр существования пластоиых нефтяных и газоконденсатных смесей. При этом, максимальные значения давления насыщения характерны только для га-зокоиденсатных залежей (рис.6). Выявленный факт предиола

• 0. 70

3 60

3 50

ы 40

5 30

Рис. 6. РЕКОМШШАСШЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮ1ГДОП по ВСЕМ ДИАПАЗОНЕГЛ30С0ДЕРЖАШ1Я НЕФТЯНЫХ II ГЛЗОКОНДЕНСЛТИЫХ СИСТЕМ

а 2

<00

Теигяэсжж им

Октябрьское нм

Аетрахпигкое ГКГ-1

хпрькоппгиское 1"км

Хорьковцевскос

Октябрьское

1000

глпосодкржапие. м3/*3

юояо

« Давление пачялп кипения о Дяплсчис нпчаля копденелнчи

......Фактическое гояоеолержяпле

* Критическое гязосод«ржлиис

тает некорректное применение традиционного подхода степени насыщенности пластовых смесей по сопоставлению пластового давления (Р^ и давления насыщена« (Рк). поскольку, с одной стороны, предельно насыщенные газом нефтяные системы, с другой - предельно насыщенные. Компонентами группы С54- га-зоконденсатные смеси на основе сущеетпующпх прсдстаилснии будут ошибочно считаться леюпасыщсннымн. IV сиязп с этим, при использовании соотношении Р8 я Pi можно говорить только о пережатостн пластовой смеси.

Предложен левый метод достогериой опенки степени насыщенности глубокоиогруженкых Пластовых нефтяных и га-зоконденсатных гмегей. Метод заключается » кляссмфшшрояз-нпн пластового флюида относительно барических уровней фа-зопон диаграммы (Р - СЬН) и непользопянии .критического л потенциального гпаосодсржннии в качестве' базовых лраяни-тедьных уровне!! с пластовым гпзогодержаиием.

Сущность предлагаемой методики иллюстрируется на ;рвс, 7, где фааопое состояние пластовой системы описывается о нетрадиционных координатах: давление <Р) газосодержанне язасуо-

PjIC, 7. ФАЗОВАЯ ДИАГРАММА: ДАВЛЕНИЕ - ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ

вой смеси (GRL) при стандартной сепарации пластового флюида, При построении фазовой диаграммы во всем диапазоне изменения GRL при рекомбинации пластовой смесхг изменялось только соотношение между объемами газовой и жидкой составляющих/ a iix составьг принимались неизменными. Для каждой зоны на рисунке рассмотрено поведение системы для давлений (PjH Pr, Pi3).

П зоне I под давлением Р,1 при любом газосодержашш существует пережатая однофазная система с неограниченной взаимной растворимостью смеси газовых и жидких компонентов. При GLR<GLRC система находится в жидком состоянии с дефицитом насыщения газообразными компонентами. При достижении GLK,., в результате увеличения газосодержашш, осуществляется плавный переход в газоконденсатное состоя-.' иие, с последующим ледонасыщением системы компонентами группы C5v-; В связи с тем, что значение GLRC соответствует переходу нефтяной системы в газокондсисаткую (и наоборот), его можно рассматривать в качестве, предельного уровня насыщения нефтяной системы газовыми компонентами, а газогсон-денсатпой системы - компонентами группы С., , . Смена типа залежи при фиксированной температуре.(Т) происходит в результате изменения критической температуры (Т,.) пластовой смеси. ;црк уменьшении или увеличении газосо держания. Для нефтя-:HQÜ системы Т<ТС, а для газокондсисатнон Т>ТГ' Следователь-

но, при критическом газосодержании Т - Тс. В связи с этим предлагается новый коэффициент критичности насыщения Кс = СКЬ/СЬКс. Данный коэффициент характеризует фазовое состояние н степень приближения системы к переходному состоянию (из нефтяного в газоковдснсатноэ и наоборот) з закритической области (Р>РС). Для нефтяной системы Кс<1, для газоконденсатной Ке>1. Очевидно, что с приближением системы к переходному состоянию значение величины Ке будет стремиться к единице.

В зоне II в нефтяной области при С1Л<СЬКс состояние системы аналогично рассмотренному для зоны I. Однако, в газоконденсатной области при значениях (31Л1>С1Л1е в диапазоне давления (Рс < Р < Р3!") существует двухфазная область, ограниченная кривой с-е-т-п^ (рис. Э). В этой зоне при увеличении СЬК система проходит зону парожидкостного состояния и имеет, кроме предельного уровня насыщения, еще два уровня насыщения компонентами группы С54. в точках начала конденсации. Так, при давлении Р52 газоконденсатнзя система насыщена -компонентами группы С5+ не только в переходной зоне при С1Л1с (точка а), но также и еще при двух уровнях газосо-держання -((31.11^(11-1) и СЬК3а(П-2). соответствующих началу ее копдепсацпи (точки п, с). При этом, пересыщение гомоген-пой газоконденсатной системы компонентами группы С5+. в переходной зоне (01Л*С) приводит к плавному переходу ее з однофазное нефтяное, а в точках п, с - в двухфазное парожндкост-ное состояние. В связи с этнм, для характеристики состояния пластовой смеси наряду, с Кс предлагается использовать новый коэффициент насыщсциссти (Кч), выражающий степень близости '.'«ластовой/-смеси- к. состоянию насыщения, предшествующего переходу в. двухфазно® состояние при заданных давлении и температуре. По определению К3 = С1Л/СЬЙ3, где О ЬЯ-, ■-■ потенциальное газосодержание пластовой смеси, достигаемое з: точках Р5 з результате непрерывного изменения СЬН. при фиксированных давлении- и температуре и при неизменном состазе рекомбиннрованных компокейтов в однофазной области.

Для зоны II коэффициент насыщенности отражает степень приближения к точкам начала конденсации п равен, соответственно, СЬК/вЬН^1, где С1Л1Я,(- потенциальное газосодержа-икс г.чзокоиденсатион смеси, достигаемое з блмжайшей точке начала,ее конденсации ври заданных Р и Т и непрерывном изменении СЫ1 в однофазной области. При приближении системы к Началу конденсации К8 стремится к единнце. В однофазно!! области значения коэффициента насыщенности превышают единицу, если. СЬК>СЫг8П1, а в случае ОЩ<(ЗЬК5га коэффициент .насыщенности меньше единицы. В связи с этим, для

пластовых систем, попадающих в зону II фазовой диаграммы, важное значение приобретает оценка величины К8, 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 газосодержанпя переход системы из однофазного нефтяного состояния в одио-фазное газоконденсагное осуществляется через парожидкостное (двухфазное) состояние. Следовательно, состояние насыщения пластовой системы в этой зоне при заданном давлении может достигаться при д-ух значениях ¿Ш: для нефтяной системы -при газосодержагии, соответствующем состоянию начала ее кипения (6Ш = С1Л3Ь), а для газоконденсатной - при МЛ = С1Л,Д соответствующем началу ее конденсации. На рис. 7 этим состояниям для давления Р,3 соответствуют точки Ь и й.

Оценка степени насыщенности пластовой смеси в зоне III осуществляется только по коэффициенту К8. При этом, для нефтяной системы К, •» 01Л/С1Л,Ь < 1, а для газоконденсатной К, « С1Л/ОШ/;> 1.

Формализованный вид предлагаемого метода, четко отражающий характеристику зов на фазовой диаграмме ^ю давлению в газосодержаяпю, а также ковкретиые значения коэффициентов критичности, васыхцепностп* позволяют легко перевести наложенные методические принципы на язык ЭВМ для экспрессного в доступного применения на практике.

На основе данных экспериментального и математического моделирования выявлены зависимости давления насыщения от состава многокомпонентных смесей при вариации их состава и газосодержания. Полученные результаты дополняют и уточняют выводы, сделанные на основе экспериментальных и расчет--ных данных для бинарных и природных газокопдснсатных систем, в том числе о месте и роли не только растворяющей способности, но и растворимости кислых и углеводородных газов.

Анализ показал, что зависимость давления насыщения от га-зосодерж&ния для многокомпонентных смесей отличается от бииариых тем, что в первых Р„ пмеет максимальное значение в газовой части, а критическое газосодержание смещается влево по кривой давления насыщения. Наибольшее отличие растворяющей способности сжатых углеводородных, неуглеводородных газов к компонентов СГ). отмечается в диапазоне газо-содержанпй 1000 - 2000 м3/м3 при максимальных лначениз-ч давления начала конденсации. Растворяющая способность СОо относительно углеводородных газов изменяется в зависимости от газосодержания. В нефтяной и, частично, газоконденсатной областях до газосодержания 2300 м3/ма углекислый гая занимает промежуточное положение между метаном и этаном, а

при больших GLR - между этапом и пропаном. Сероводород лучше растворяется в углеводородных жидкостях, чем углекислый газ (на уровне ColIG). а по растворяющей способности H2S близок к С02 . Следует также отметить, что в смесях с жидкими углеводородами Сероводород принципиально не отличается по направленности фазового поведения от углеводородных газов и С02.

При растворении в газах жидкпх флюидов, содержащих высокомолекулярные У В и смолистые компоненты, проявляется эффект расслоения новообразованных смесей. В связи с этим, кривые давлении начала конденсации, ограничивающие однофазную и двухфазную области, для систем, содержащих ощутимые количества смолистых компонентов, предлагается рассматривать только как условные границы.

Установлено также, что возрастание температуры от 80-180 "С в диапазоне газосодержанпй, характерных для нефтяной области, не оказывает ощутимого влияния на изменение растворимости п растворяющей способности пластовых смесей.

Выявленные закономерности позволили объяснить особенности фазового поседения реальных пластовых смесей на примере месторождении Прикаспийской, Волго-Уральской НГП, Диепровско-Донецкой, Тереко-Каспийской НГО. Установлено, что практически все однофазные нефтяные п газоконденсатные смеси глубокопогружииных месторождений, находящиеся в зонах аномально высоких пластовых давлений (АВПД), являются представителями зоны I фазовой диаграммы. Низкие значения Р, в пережатых залежах, по отпошениго к Pj обусловлены относительно легким составом компонентов группы С;,,, присутствием значительного количества СО». II S и газообразных гомологов CHj. Эти компоненты, с одной стороны, являются сильными растворителями компонентов группы С5+. с другой -хорошо растворяются а жидкпх УВ.

Таким образом, на основе экспериментального п математического моделирования фазового поведения пластовых флюидов установлено следующее.

Традиционные методы распознавания типа залежй по физико-химической характеристике жидкого флюида недостаточно информативны при анализе пысоконасыщенвых глуоокопогру-женных пластовых флюидом. Достоверная идентификация фазового состояния этих систем должна проводиться на основе экспериментального моделирования фазовых переходов оласто-пого флюида, с определением критического газосодержанпя.

Показана некорректность использования традиционного подхода к определению степени насыщенности пластовых смесей только по сопоставлению пластового давления и давления насыщения, поскольку автором установлено, что величины Дав-

ления насыщения воднофазных глубокопогруженных системах не достигают уровня пластового давления во всем диапазоне газосодержания и температур. Следовательно, с одной стороны, предельно насыщенные газом нефтяные системы, с другой -предельно насыщенные компонентами группы С5+ газоконден-сатные смеси на основе существующих представлений будут ошибочно считаться яедонасыщенными. В связи с этим разработан новый метод оценки степени насыщенности пластовых флюидов, заключающийся в классифицировании пластового флюида относительно барических уровней фазовой диаграммы и использовании критического п потенциального газосодержаний в качестве базовых сравнительных уровней с пластовым газосодержанием.

Этот новый метод предложен автором* , дает объективную количественную характеристику насыщенности сложных пластовых систем глубокопогруженных месторождений, положительно оценен на международной конференции, имеет -научное и практическое значение и, в связи с этим, выставляется как защищаемое положение.

4. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В главе приведены результаты оценок погрешностей подсчета запасов глубокопогруженных месторождений и обоснованы эффективные приемы, повышающие достоверность определения подсчетных параметров. Предложен принципиально новый альтернативный способ подсчета удельных запасов нефти, »аза, конденсата на единой методической основе.

4.1. ПОДСЧЕТ УДИЛЬНЫХ ** ЗАИЛСОЦ НКФТИ

Инструкция ГКЗ рекомендует экспериментальное определение подсчетных параметров пластовой нефти проводить на основе дифференциального ралгалнрования. Такой подход не вызывает возражений для обычных нефтяных систем с невысоким гйзосодсржвнием, находящихся в пласте при уморенных термобарическнх условиях, обычно характерных для иеглубо-копогруженных залежей (- 3500 м) Вместе с тем, для .глубоко-

* Автор благодарит ведущего енриимлист»' и 1>Г>ли' ТИ и-рмо/ишгмикк Л и. Бруснлсиокого (ГАНГ) ли помощь и форм.ии;шник .»того мппяа н и|" Д» стаадеаиг яатомвтического пипвпптн для <?г» «»[кхЪцкн >ы ммогокомпо-иептных пластовых смесях.

** Удельные запасы - лангкы флюида а 1 V .«фф^гтиаи»!« ни(и>ичго щю. стриистюв.

погруженных пластовых флюидов свойственны высокие пластовые давления и температуры, значительный объем растворенного газа. Недоучет влияния каждой яз этих характерных особенностей или их совокупности может приводить к значительным ошибкам при подсчете запасов.

Установлено, что прп увеличении количества растворенного газа, давления и температуры значения газосодержания, объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти, полученные по данным дифференциального разгазированпя, существенно возрастают по сравнению с показателями, определенными в результате стандартной сепарации. На рис. 8 наглядно демонстрируется разность между значениями параметров, полученных при однократном (стандартная сепарация) и дифференциальном разгазированиях в зависимости от исходного газосодержания и температуры пластовой нефти. Указанные особенности имеют принципиальное значение при подсчете запасов нефти и растворенного газа, поскольку применение традиционного дифференциального разгазированпя без учета углеводородов, испаряющихся в газовую фазу, существенно занижает запасы летучей нефти. При этом, до мере узеличенпя летучести нефти погрешность расчета существенно возрастает. Так, в Ка-рачагаяакском месторождении запасы компонентов группы С5т прп использовании значений параметров на основе дифференциального разгазированпя (без учета C5i b газовой фазе) с увеличением летучести нефти занижаются на 10 - 42 mass % (а на Тенгпзском на 21 %) относительно величин,, рассчитанных с учетом полного материального баланса (табл. 2). Это связано с тем, что прп жестких термобарпчеекпх условиях легкокппя-щне фракции пластовой летучей нефти интенсивно испаряются в газовую фазу на каждой ступени дифференциального разгазированпя я удаляются вместе с газовой фазой. При сепарации этого газа в условиях St. Tank выделяется ретроградная жидкость (конденсат). Содержание этого конденсата находится в прямой зависимости от начального гаэосодержашш пластовой нефти несоответственно, состава выделяющейся газовой фазы при дифференциальном разгазаровании. Исследования показали, что масса ретроградной жидкости на газ сепарацип для всего диапазона летучей нефти варьирует от 30 до 350 r/w3-п'составляет от 6 до .35 •%• от-'массы- жидкости St. Tank в начальной пластоиой нофтп, что сопоставимо по добыче жидких УВ с рентабельными газокоидевсатпьши месторождениями. Уставо-плено, основная масса жидких УВ испаряется в газовую фазу на первых этапах снижения давления нпже, давления насыщения. При этом, плотность конденсата, выделенного яз газовой фазы при разгазирова^иш! летучих нефтей, понижается по ступеням снижения давления довольно равномерно^ В добавление

Рис. 8. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЯ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ИЛАСТОКОЙ НЕФТИ ПРИ ДИФФЕРЕНЦИЛЛЬПОМ РЛЗГАЗШ'ОВЛНИИ И СТАНДАРТНОЙ СШ1ЛРА1ШН; ори измеоевия в сходного гааосодсрзгсаппя В температуры исследования

8.1. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ

СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ (при стандарта«« сепарации)

Газос одержав» е пластоноа «ефтв, м3/**3

Карачагалакскос месторождение: |—I Скв. 6 - летучая нефть; I—. Скв. 33 -еллбо летучая псфгь; <—з С.чв. 29 -иелетучая нефть.

Ншпшис гяаосодрржаькя

Темкера-тура.'С

8.2. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ОБЪЕМНОГО КОДОФНЦНЕНТА ПЛАСТОВОЙ НЮТИ

Глзосазерхлшяе шшетам*'

1№фТЯ, М3/**

Нзмсиепке о&ммвого

6 коэффициента

4 .. . ■■■

О 1

Техпера-тур».*С

8.3. РАЗНОСТЬ НИАЧЕНИП ИЛОТНОСТИ СЕПАРИРОВАННОЙ ЦЕЛОЙ

Иамеагамс

Гьэскчягржаааг хивстако* аефтя. я3/»3

Тгмпер»-ТУР«.''

Табл. 2. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА. ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕОТИ ПРИ ОДНОКРАТНОМ И ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ РАЗГАЗИРОПАНИЯХ

ЗАПАСЫ КОМПОНЕНТОВ ГРУППЫ С5+ (mass %)

КОЭФФИЦИЕНТ ЛСТУЧЕСТП НЕФТИ* МЕСТОРОЖДЕНИЕ СКВ. ОДНОКРАТНОЕ РАЗГАЗИРО-ВАНИЕ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЕ РАЗГАЗИ РОВАНИЕ

НЕФТЬ ГАЗ НЕФТЬ ГАЗОВАЯ ФАЗА

St. Tank St. Tank сепарации жидкость газ

0.90 КАРАЧАГАНАК 6 94.05 S.95 57.41 34.35 8.24

0.34 KAPA'IATAIIAK 33 95.44 4.56 79.80 13.73 6.48

0.02 КАРАЧАГАНАК 29 97.62 2.3S S9.S3 5.57 4.60

0.21 ТКНГИЗ 39 93.51 S.49 78.73 11.19 10.08

0.00 ДМИТРИЕПСКОБ 5 99.10 0.90 99,01 0.00 0.95

к этому,' ощутйкос. количество- углеводородов С5+ (от 4 до 10

ninss %), растаореяных в газозой фаза, kö конденсируется и остается в газе сепарации. ■ -Запасы летучей кефты, определенные до результатам однократного разгазпроваипя (стандартная сепарация), по сравнению с. днфферешщальакк разгазировашхек, ближе к. потенциальным суммарным величинам.: Это сю-ьяеняется тек, что при сопаращтонно." тесте пспаренпе углеводородов группы С5+ в га-созуго фазу происходит существенно менее пнтенсавно, чем при дифференциальном разгазароваплн, поскольку око осуществляется прц более низких: давлениях и температурах. В связп с этим, при анализе летучей нефти достоверная оценка 'значений показателей дифференциального разгазпрования, используемых при подсчете запасов и обосновании рациональных схем разработки месторождений, может быть осуществлена только с учетом массовой доли компонентов группы С5+ з сепарированной нефти, выделившемся конденсате и газе сепарации. Однако, практическое использование этого варианта требует значительных временных затрат. Наименее трудоемким способом является коррекция данных дифференциального раз-газирования по седарацпонному тесту с использованием формул, предложенных P.L. Moses (1986).

Расчет коэффициента летучести проведен по предложенной автором формуле.

Наряду с корректной оценкой подсчегных параметров, замеренных при дифференциальном разгазировашш, для обоснованной оценки термодинамической составляющей коэффициента извлечения летучей нефти целесообразно проведение экспериментального моделирования ступенчатого истощения залежи, аналогично газоконденсатпьш системам. Такой подход позволяет корректно определить массу легкокипящих компонентов С5+ , содержащихся в добываемой газовой фазе летучей нефти.

Для рационального выбора комплекса экспериментальных исследований и эффективного применения изложенных принципов коррекции значении подсчетных параметров нефтяных систем необходимо иметь четкое представление о критериях идентификации летучих нефтеп, относящихся к наиболее сложным пластовым флюидам. На основе экспериментального моделирования автором установлено, что основным класифн-кационным критерием летучести нефти является начальное газосодержание, независимо от ее плотности в стандартных условиях. Для количественного определения степени летучести нефти предложено использовать коэффициент летучести Ку = (СЬК - 300)/(вЫ1е - 300); где: Gl.Il - газосодержанпе пластовой нефти; $ЫЕ1С- критическое газосодержание данной пластовой нефти./ -., ;'•..■- Л*

Данный коэффициент характеризует местоположение пластового газосодержания в диапазоне существования летучей пеф-тп. В зоне перехода от обычных нефтей к летучим при газосо-держанип 300 м3/м3 этот коэффициент имеет нулевое значение и возрастает до 1 при предельном уровне существования летучих нефтей (01Л1С). Разработанный универсальный коэффициент прост в практическом применении, Дает экспрессное распознавание образа летучей нефти не требует проведения традиционного комплекса экспериментальных исследований по установлению зависимости усадка нефти от давления.

4,2. подсчет запасов газа и коашонентоу с^ в пластовом газе

Проведен критический анализ способов оценки остаточной нефтенасыщенности газонасыщепных коллекторов, коэффициента сверхсжимаемссти пластового газа и определения уровня остаточного пластового давления. Предложены методические решения, повышающие достоверность подсчета запасов глубо-копогруженпых газоконденсатных месторождений.

Методика корректного обоснования коэффициента газонасы-щенностп коллектора включает учет, наряду с остаточной водой, объема остаточной нефти. Вместе с тем, в глубоконогру-жениых высоконасыщенных газоконденсатных место}южде'ия-

л>: при подъеме керна на поверхность в нем происходит выпадение конденсата из пластового газа, содержащегося и пороком пространстве коллектора. В связи с этим, при аналитическом определении остаточной нефти ее объем возрастает, что приводит к занижению запасов пластового газа. Экспериментальные иссследованпя по неизотермической коядеисадип, проведённые под руководством автора, показали, что выпавший конденсат (ККо„д) составляет ощутимую долю в объеме суммарной остаточной нефтеконденсатонасыщенности (Конк): от 27 - 54 % в Астраханском ГКМ и до 62 - 97 % в Карачаганакском НГКМ. Для повышения надежности определения остаточной нефтена-сыщенностп предложен ряд методических способов: экстракци-онно-дпстллляцпонньпг в модификации A.M. Бриндзпнского, В.И. Петерсилье (1S83), фракционных аналогий (O.K. Навроцкий, В.Е. Логинова, 1988) и др. Вместе с тем, применение пер-гого способа требует введения трудоемких экспериментально определяемых поправок на объем конденсата, выпавшего при подъеме керпана поверхность, а при использовании второго -возникает проблема выбора аналогов выпазшего конденсата и остаточной нефти. .

Автор разработал-- повык эффективный способ определения «статочной нефтенаеыщенностн коллекторов, основанный на испарении з пластовых условиях s газ сепарации конденсата, выпавшего з керне прп подъеме его на поверхность. После испарения н удаления кокденсатной составляющей проводится экстракция керна толуолом, й- спиртобензолом для определёхшя остаточной нефти, тге извлекаемой газо?л в пластовых условиях.

При наличии сепарированного пластового Таза из данной части залежи и термосарических условий, соответствующих пластовым, з сжатом газе растворяются именно те У В, которые в кем содержались, а затем выпали при подъеме керна на по-' Езрхвость. Поэтому этот процесс назван ретроградным испарением, т.е. обратным. При восстановлеппп исходных пластовых условий Еьгаавшпе УВ опять возвращаются в газ и удаляются вместе с кпм, а в остаточной нефти остаются те УВ, которые находились в пласте з жидком состоянии. Предлагаемый способ запатентован, дает достоверное определите остаточной нефтепасыщенностп газонасыщенных коллекторов глубокопо-груженных залежей, опробован при подсчете запасов Астраханского п Карачагапакского месторождений, и его цедессбразно использовать как альтернативный вариант в качестве базовых определений:"

Низкое содержание остаточной нефтенасыщенностн газонасыщенных коллекторов является закономерным явлением для глубокопогруженных месторождений, поскольку с увеличением температуры, давления, концентрации кислых компонентов в

пластовок газе растворяются не только УВ, но и смолы, включая следы асфальтенов (Астраханское и Карачагаакское месторождения). В результате в коллекторах остается незначительная доля неподвижной остаточной нефти с небольшой вариацией по содержанию. Поэтому основную долю наблюдаемых значений остаточной нефтеконденсатонасыщенности в герметизированных образцах составляет конденсат, выпадающий из пластовой смесп при подъеме керна па поверхность. Эта ретроградная жидкость добавляется к остаточной нефти, и, соответственно, по ее величине можно определить содержание конденсата в исходном пластовом газе.

Для подобных залежей автором предложен способ оценки содержания конденсата в пластовом газе, основанный на установлении Корреляционной связи между содержанием конденсата в пластовом газе п нефтековденсатонасыщенностью коллектора. Способ реализуется следующим образом. Но представительным скважинам строится эталонная зависимость для данного месторождения в координатах: содержание конденсата в пластовом газе - концентрация наблюдаемой нефтеконденсатонасыщенности коллектора в пределах интервала испытания. По полученной корреляционной зависимости проводится определение содержания конденсата в пластовом газе на основе замеров Конк по керну. Опробование способа проведено на примере Астраханского ГКМ. В результате установлена прямая положительная связь между содержанием конденсата в пластовом газе и остаточной нефтекояденсатонасьпценностыо (рис 9). Использование этого способа прогнозирования содерлгания конденсата в пластовом газе рекомендуется для глубокопогру-женных первичных газокодденсатных месторождений с отно-

Рас. 9. ЗАВИСИМОСТЬ СОДЕРЖАНИЯ Са+ В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ АСТРАХАНСКОГО ГКМ ■ ОТ 11ЕОТ£КОНДЕ1!СЛТОНАСЫЩЕ1ШОСТИ

280

<я

5 К

200

240

220

180

~ 140

10 12 14 18

НЕФТЕКОНДЕИСАТОНЛСЫЩЕИНОСТЬ НА ОТКРЫТУЮ ПОРИСТОСТЬ, */, .

о Наблюдаемая нефтекояденсатонасыщенность (Кони)

сительно высоким содержанием конденсата в пластовом газе (>150 г/м3) и с минимальным содержанием: остаточной пефте-насыщехпхостл. Предлагае^лыц способ запатентован, позволяет оценивать содержание конденсата в скважинах, ■ где по техническим причинам невозможно произвести испытания, но имеются замеры остаточной нефтеконденсатонасьпцеяностп в герметизировашюм керне п, следовательно,; дает дополнительную информацию для подсч( :а запасов конденсата в пластовом газе при определении зональности распределения конденсата на подсчетном плане месторождения.

. Инструкция ГКЗ рекомендует проводить подсчет запасов до стандартного давления, равного 0.1 МРа, что ведет , к завышению фактических запасов пластового газа п, соответственно - извлекаемого конденсата, поскольку снижение пластового давления до атмосферного нереально.

В связи с этим, для объективной оценки запасов необходимо принимать более высокое значение остаточного давления. Так, при подсчете запасов пластового газа в : США эта величина установлена па уровне 3.5 МРа. Исследование на истощение пластовых газон Астраханского и Карачаганакского месторож-детпш показывает, что именно с этого-уровня начинается испа-решхе выпавшего конденсата (рис 10), которое в практике эксплуатации газоконденсатных месторождений, как правило, пе реализуется. Принятие. остаточного давления на этом уровне учитывает реальный коэффициент ■ газоотдачи, значение которого по опыту эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождении составляет от 0.80 до 0.95.

Рис. 10. СУММАРНЫЙ ЕЫХОД КОМПОНЕНТОВ

С54. НА ИЗВЛЕКАЕМЫЙ ФЛЮИД ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ИСТОЩЕШШ ПЛАСТОВОГО

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

_ДАЗЛНШЁ , МР*

-О— Астраханская 42, пат. 3910-3930 и —Карачвгопак 6, внт.4975-4997 и —•— Карачагпнак 6, ппт.4360-4520 м

Согласно исследованиям P.L. Moses (1D86), достоверность подсчета запасов повышается, если определение коэффициента сверхсжимаемости при заданном уровне остаточного пластового давления (>0.1 МРа) проводится для фактического двухфазного состояния пластовой смеси. Это связано с тем, что применение традиционно используемого коэффициента Z для однофазного флюида приводит к некоторому завышению запасов пластового газа, поскольку при расчете запасов пластового флюида не учитывается объем выпавшего кондеисата. Исследования автора показали, что в газокодденсатных залежах с содержанием конденсата до 300 г/м3 способ определения Z пластового флюида при остаточном давлении не имеет принципиального значения. Вместе с тем, в высоконасыщенных газокоцценсат-пых системах (Карачаганакское месторождение) применение значений : коэффициента сверхсжиыаемости. для двухфазного состояния при заданном остаточном давлении приводит к существенному занижению запасов пластового газа. Этот факт объясняется, по-видимому, тем, что понятие коэффициента сверхсжимаемости разработано для газовых систем, и применение его к пластовым системам, содержащим высокие концентрация компонентов С§ приводит к Снижению точности определение Z. Последнее может быть вызвано методическими затруднениями, связанными с искусственным переводом объема конденсата из жидкого состояния в газовое при стандартных условиях.

4.3. СПОСОБ ПОДСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА НА ЕДИНОЙ МЕТОДИЧЕСКОЙ ОСНОВЕ

Подсчет запасов углеводородного сырья на нефтяных и та-зоконденсатных объектах проводится на основе разных методологических подходов, Вместе с тем, в глубокопогруженных околокритических пластовых системах физические свойства нефтяных и газокодденсатных смесей сближаются. При этом, небольшое изменение газосодержашш при отборе глубинных пластовых и сепарированных проб может привести к ошибочной идентификации типа залежи и, соответственно, к неверному выбору способов подсчета запасов и разработки месторождения. В связи с этим, предлагается новый подход решения этой задачи на единой формализованной базе, ие связанной с их термодинамическим состоянием в недрах. С этих позиций, пластовые смеси нефтяных и газоконденсатных залежей следует рассматривать как многокомпонентные системы, состоящие ПЗ газообразных компонентов {Nj-f редкие»

С02, H2S, CH.j, C2II(i,

С3Н8, i-C4H10, п-СфН)о) и компонентов группы Сь+ внсш.. При таком подходе предлагается применять альтернативный способ подсчета удельных запасов нефти, газа, конденсата на сдн-

ион методической основе, заключающийся з использовании в качестве подсчетных параметров плотности Пластового флюида и его компонентного состава, определяемых по данным сепара-цпонного теста. Независимо от фазового состояния пластовой смеси, удельные запасы газовых компонентов и группы С5+. предлагается рассчитывать по универсальной формуле:

сгс - * Сг'с ;

где Q - масса запасов, приходящихся на 1 м3 эффективного норового нефте или газонасыщеиного пространства; с - индекс, идентифицирующий либо отдельный компонент смесл, либо их сумму, в том числе смесь компонентов группы или газов; - плотность смеси при начальных пластовых термобарических условиях: СгГ - массовая доля расск^атриваемых компонентов в пластовой смеси. Простота применения предлагаемого способа подсчета запасов очезидна, поскольку для его реализации необходимо определить только плотность и состав пластозого флюида по глубинной или рекомбшшрованной пробе. При умножении плотности пластового флюида на массовую долю заданного компонента смеси ( сухой газ, С5+ ) можно получить их запасы по массе на I м5 эффективного норового пространства. Переход от массы газовых компонентов к объему в стандартных условиях осуществляется обычным делением массы на плотность при 20 "С и 0.1 МРа. Для пережатых пласто-вьпг смесей с'сущестзешгым запасом пластовой энергии а однофазной области запасы целесобразпо рассчитывать также на уровень давления насыщения, что позволяет оценивать массу жидких УВ, которая извлекается при коэффициенте, равном 1.

В работе показана реализация подсчета запасов по этой универсальной формуле для нефтяных и газокояденсатпых залежей на примере Тенгизского .п Астраханского месторождений. Корректность полученных результатов цо предлагаемому способу подтверждается сравнением, с данными подсчета запасов традиционными способами, при применении которых были учтены все необходимые поправки, рекомендованные для повышения достоверности получаемых результатов. Для глубоко- : погруженных Месторождений максимальное расхождение оценки запасов между сравниваемыми методами составляет не более 1 % для нефтяных систем и не более 4 % - для газокоа-денсатных.

Таким образом, применение традиционных способов для оценки запасов глубоко погруженных нефтяных и газоконден-сатных месторождений может приводить к значительным погрешностям при подсчёте их запасов. Однако Эти подходы рекомендованы инструкцией ГКЗ и реализуются в практике подсчета запасов. Для корректного использования этих спосо-

■ за ■

боа применительно к глубокопогруженным месторождениям с целью повышения достоверности подсчета запасов и выбора рациональных схем разработки залежей предлагаются следующие методические решения.

1. Для выбора информативного комплекса исследования пластовой нефти необходимо проведение тестирования ее на летучесть по предложенному автором информативному показателю - коэффициенту летучестп нефтп.

2. При установлении летучестп анализируемой нефти подсчет ее запасов следует проводить на основе данных дифференциального разгазпроваппя, корректированных по результатам однократного разгаапрования (стандартная сепарация). Определение динамических показателей, разработки целесобразно осуществлять . на ' основе моделирования ступенчатого истощения залежи, аналогично газоконденсатным системам.

3. Для корректного расчета коэффициента газонасыщешгостн автором предложен новый способ определения остаточной неф-тенасыщенности коллекторов, основанный на испарении в пластовых условиях в газ сепарации конденсата, выпавшего е керне при подъеме его на поверхность.

4. В скважинах, пе пссследованшдх на газокондепсатность, предлагается использовать авторский способ оценки содержания конденсата в пластовом газе по замерам остаточной нефте-конденсатонасыщепвостп в герметизированном керне.

5. Для объективной оценки запасов пластового газа и конденсата необходимо принимать -остаточное давление (давление

- забрасывания) па уровне 3.0 - 3.5 МРа, что позволяет реально оценивать коэффициенты газо - и коддексатотдачи.

Предложенные методические решения имеют практическое значение, апробированы при подсчете балансовых я извлекаемых запасов Астраханского и Карачаганакского месторождений и защищепы на комиссии ГКЗ. Вместе с тем, реализация решений, направленных на повышение достоверности подсчет-ных параметров пластовых флюидов, особенно летучей нефти, достаточно сложна и требует получения результатов трудоемких экспериментальных исследований. ;

В связи с этпм, автором* предложен совершенно новый альтернативный способ подсчета удельных запасов, нефти, таза, конденсата па единой методической основе. Способ в отличие от, традиционных подходов в равной мере применим как к га-ооконденсатным, Так и'К нефтяным месторождениям, прост в практическом использовании и позволяет получать корректную оценку запасов глубокопогруженных залежей на основе оперативно определяемых достоверных подсчетных параметров:

* Автор благодарит А.И. Брусидовскаго за творческое обсуждение предложенного метода.

плотности пластового флюида и его компонентного состава.

Разработанный способ на принципиально новом уровне решает поставленную задачу, направленную на повышение достоверности подсчета запасов нефти, конденсата и газа глубокопо-груженных месторождений, представляет научный п практический интерес и выносится в качестве защищаемого положения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненная работа является итогом многолетних исследований автора по научному обоснованию принципов к методов, направленных на решение проблемы повышения достоверности оценки фазового состояния д подсчета запасов высоконасыщенных пластовых флюидов. Проведенные исследования полностью акцентированы на комплексное решение поставленной проблемы на основе новых оригинальных подходов оценки параметров фазового состояния и подсчета запасов высоконасыщенных пластовых флюидов.. Для эффективного достижения поставленной цели азтором использован достаточно большой объем кондиционных катериалез экспериментального исследования пластовых флюидов с широким спектром состава, свойств, фазового состояния и термобарпчеекпх условий уникальных по запасам глубокопогруженных нефтяных и газокон-денсатаых месторождений Прикаспийской зпадпны ц других нефтегазоносных басеинов. Такой подход, базирующийся на качественных результатах исследования пластовых систем на аппаратуре РУТ нового поколения с использованием современного термодинамического аппарата, предопределяет достоверность решения проблемы. Эти предпосылки позволили зыявить новые явленпя, характерные для глубокопогруженых залежей, и разработать корректное методическое обеспечение исследования высокоНасыщенных пластозых флюидов.

Решение проблемы повышения достоверности оценки фазового состояния л подсчета запасов высоконасыщелпкх пластовых флюидов состоит в следующем.

1. Достоверное прогнозирование подсчетных параметров пластовых флюидов в глубокодогружеяных месторождениях на начальных этапах ГРР следует осуществлять па основе установленных автором характерных типов распределения показателен нефтяных л Газоконденсатных систем. Этп тппы обоснованы на корректном фактическом материале и учитывают специфику глубокопогруженных залежей, что позволяет обосновано экстраполировать параметры пластовых флюидов после идентификации их фазового состояния по первым продуктивным притокам. Прц этом, выявление автором новых фактов относительного постоянства свойств п состава нефтей, удельных объ-

емов пластового таза п извлекаемых запасов конденсата по всему продуктивному разрезу высокоамплитудных глубокойо-груженяых однофазных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей значительно упрощает решение прогнозных задач.

2. Эффективную оценку степени насыщенности глубокопо-груженных пластовых флюидов следует проводить по разработанному автором новому методу, заключающемуся в классифицировании пластового флюида относительно барических уровней фазовой диаграммы и использовании критического и потенциального газосодержанкй в качестве базовых сравнительных уровней с пластовым газосодержанием. Этот метод позволяет осуществлять объективное распознавание образа пластовых смесей по предложенным новым количественным критериям: коэффициентам критичности и насыщенности. Прн этом подходе установленное автором новое явление пережатостн глубокопогруженных однофазных систем во всем диапазоне га-зосодержаяия не оказывает влияния на достоверность получаемых результатов. Поэтому применение предложенного метода дает более корректную информацию по сравнению с традиционным подходом к определению степени насыщенности пластовых смесей, основанным па сопоставлении пластового давления и давления насыщения. '

3. Для достоверного обоснования коэффициента газонасыщенности автором предлагается использовать новый способ определения остаточной нефтенасыщенности коллекторов, основанный на испарении в пластовых условиях в газ сепарации конденсата, выпавшего в керне при подъеме его на поверхность. Этот способ защищен авторским свидетельством (запатентован), дает достоверное определение остаточной нефтенасыщенности газонасыщенных коллекторов глубокопогру-женных месторождений, и его целесобразно использовать как альтернативный вариант в качестве базовых определений. В отличие от аналога (экстракционно-дистилляцииный способ с коррекцией на объем выпавшего конденсата), разработанный способ более прост в применении, не требует введения трудоемких экспериментальных поправок и предварительной герметизации керна.

4. Для рационального выбора информативного комплекса исследования пластовой нефти необходимо проведение тестирования ее на летучесть по предложенному автором новому информативному показателю - коэффициенту летучести нефти. Предлагаемый универсальный коэффициент прост в практическом применении, дает экспрессное распознавание образа летучей нефти, не требует проведения традиционного комплекса экспериментальных исследований по установлению зависимости усадки нефти от давления.

5. При установлении летучести анализируемой нефти определение динамических показателей разработки целесобразно осуществлять на основе моделирования ступенчатого истощения залежи аналогично газоконденсатным системам» позволяющего в отличие от традиционного дифференциального раз-газирования, рекомендованного инструкцией ГКЗ, дать достоверную оценку жидкости (С5+), извлекаемой из газовой фазы.

6. Для корректной оценки запасов пластового газа л конденсата необходимо принимать остаточное давление (давление забрасывания) на уровне 3.0 - 3.5 МРа, поскольку существующая отечественная практика подсчета запасов пластового газа до стандартного остаточного давления неизбежно предполагает завышение реальных. балансовых запасов пластового газа и коэффициента извлечения конденсата. Это обусловлено тем, что ниже этого уровня начинается ретроградное пспареапе выпавших в пласте жидких У В, ке реализуемое при эксплуатации газоконденсатньп-: месторождений.

7. Для повышения точности подсчета запасов глубокопогру-женкых нефтяных к газоконденсатных. месторождений рекомендуется к применению /разработанный' • автором принципиально новый универсальный способ подсчета удельных запасов нефти, газа, конденсата яа единой методической основе, заключающийся з применении оперативно и достоверно определяемых параметров: плотности пластового флюида ц его компонентного состава. Этот способ дает объективную оценку удельных запасов нефти, газа, конденсата на компонентном уровне с соблюдением полного материального баланса. Способ не зависит от возможных ошибок, возникающих при идентификации фазового состояния пластозых флюидов, в равной мере применим как к газоконденсатнык, так п к нефтяным месторождениям. Предложенный метод прост в практическом использовании и пскючает погрешности, возникающие при определении объемного коэффициента в Летучих пефтях и коэффициента еверхсжпмаемостп в пластовом газе с высоким содержанием конденсата. .

Предлагаемые методические разработки и рекомендации автора основаны на результатах теоретического обобщения новых научных и экспериментальных данных, апробированы при . подсчете запасов уникальных месторождений Прикаспийской впадины и других нефтегазоносных басейнов, освещены в центральной печати, доложены на совещаниях различного уровня и в совокупности содержат решение поставленной проблемы. Предложенные методпкн рекомендуется использовать в дальнейшей практике поисково-разведочных работ на нефть и газ с целью корректных оценок ресурсов, подсчета запасов и выбора рациональных схем разработки глубокопогружецных

нефтяных игазоконденсатных месторождений, независимо от их пространственной геотектонической приуроченности.

В ряду изложенных в диссертации теоретических и методических разработок наибольший интерес представляют установленные автором явления постоянства свойств п повсеместной пережатости пластовых флюидов в высокоамллптудных однофазных нефтяных системах, а также оригинальные подходы к оценке степени насыщенности пластовых флюидов и подсчету пх запасов на единой методической основе. Эти позиции на принципиально новом уровне решают задачи поставленной проблемы, имеют научный н практический интерес и выносятся в качестве защищаемых положений.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I. Установленное явление постоянства состава и свойств однофазных нефтяных систем во всем глубинном интервале крупных глубоконогруженных массивных месторождений значительно упрощает прогноз параметров пластовых флюидов при оперативно» подсчете их запасов па поисково-оценочном и разведочном этапах ГРР.

II. Предложенный метод 'оценки степени насыщенности глубоконогруженных пластовых флюидов на основе сопоставления пластового, критического и потенциального газо-содержаннй даст более корректную информацию но сравнению с традиционным подходом определения насыщенности пластовой системы но соотношению пластового давления и давления насыщения.

III. Предложенный универсальный снособ подсчета удельных запасов нефты, газа, конденсата в отличие от традиционных способов в равной мере применим как к газоконден-сатным, так и к нефтяным месторождениям, прост в практическом использовании и позволяет получать корректную оценку запасов глубоконогруженных залежей на основе оперативно определяемых достоверных нодсчетиых параметров: нлотиостн пластового флюида и его компонентного состава.

СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Генезис Астраханского газоконденсатного месторождения и возможное фазовое состояние углеводородов. - Советская геология, 1983, Л^ 7, с. 11-19 (соавторы: O.K. Навроцкий, Д.Л. Федоров, И.Н. Сидоров, И.В. Орешкин).

2. Нефтегазоносность подсолевых отложении палеозоя Прикаспийской впадины. Проспект ВДНХ СССР, павильон "Геология". В реферативном научно-технич. сборнике. Газовая промышленность. Серия: Геология и разведка газовых, газокояденсатЕых и морских нефтяных месторождений. -М. ВНЙИЭгазпром, 1983, вьпг. 7, с. 4-6 (соавторы: O.K. Навродкпй, И.В. Орешкин, И.Н. Сидоров).

3. Особенности фазового состояния глубокопогруженных УВ систем Прикаспийской впадины. /Тезисы докладов V Всесоюзного семинара: Нефтегазообразованпе на больших глубинах. -М., 1986,с. 430-432 (соавтор: Г.И. Тимофеев).

4. Влияние ретроградных процессов на копденсатность п исф-тенасыщенность месторождений Прикаспийской впадзтьи /Тезисы докладов V Всесоюзного семинара "Нефтегазообразованпе на больших глубинах, - М., 1986, с. 439-44Ö (соавторы: Г.И. Тимофеев, М.П. Кулиппч).

5. Распределение содержаний кислых компонентов ' в газах Астраханского месторождения- ЭИ серия: Геология, бурение и разработка газовых п морских нефтяных месторождеппй--М., 1986, выи. 9, с. 10 - 11.

6. Влияние регроградпых процессов па изменение свойств конденсата и остаточной нсфтенасыщехшости пород Астраханского Г1СДГ. В Кн.: Проблемы комплексного освоения Астраханского газоконденсатного месторождения. - Астрахань, 1987, с. 36-38 (соавторы: Г.И. Тимофеев, М.П. Кулпипч).

7. Прогноз фазового состояния н коидепсатосодсржанил на глуб0копогружён1плх локальных об-ьектах Прикаспийской впадины. В кн.: Пути повышения достоверности локального . прогноза нефтсгаооиостп по комплексам геохимической информации. /Тезисы докладов Всесоюзного соаещанпя. - Саратов, 1987, с. 139-141 (соайторы: Г.И. Тимофеев, М.П. Кулиппч). ■ ■ ■ : ■ j ■ ■.1

S. Геология п нефтегазоносность* Карачаганакского. месторождения. - Пзд-но Саратовского гос. ун-та. - .1988, - 172 с. (соавторы: Ю-С. Кононов, Т.Н. Алексеев, Т.П. Бадоеп и др.).

9. Изменение содержания и свойств конденсата при исследовании скиажпп. ЭН. Разработка л эксплуатация газовых и га-зоконденсатных; месторождений (отечеств, п ироизп. опыт). -М. ШШШгазпром, 1988. вып. 2, с. 31-12).

10Л1рогноз новых месторождений УВ в пределах Астраханского свода. - Геология нефти и газа, 1988, К- 7, с. 6-9.

11.Коэффициент коаденсатоизвлечения при подъеме керна на поверхность для Астраханского п Карачаганакского месторождений. ЭИ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений (Отеч. опыт). М., ВНИИОЭНГ, 1988, вып. i 1, с> 17-21 (соавторы: Г.Й. Тимофеев, М.П. Кулшшч).

12.Геохимическая характеристика палеозойских нефтей юго-восточной части Прикаспийской впадины. - М., Известия ВУЗОВ. Нефть и газ, 1989, Кг 2, с. 9-12 (соавторы: В.М. Мухни, В.В. Гоптарев).

13.Газосодержадие и объемный коэффициент остаточной нефти в газонасыщеяной части Карачаганакского месторождения. ЭИ. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатпых месторождений (отечеств, и произв. опыт). - М. ВНИИЭ-газнром, 1989, вып. 4, с. 17-21.

14.0собейно&ги оценки параметров глубокопогруженных пластовых нефтей. В кн.: Теоретические, природные и экспери-ментаЖйы'ё модели нефтегазообразования п их использование в "прогнозе вефтегазоносностп. /Тезисы докладов VI Все-coioaiiöro Семинара. - Ленинград, ВНИГРИ, 1989, с. 189191.

15.Оценка параметров остаточной нефти Астраханского место-рождеййя ö пластовых условиях. - Геология, геофизика и разрабг^а йефтяных месторождений. - М., 1989, № 7, вып. 4, с. 1-4«('соавтор: М.П. Кулинич).

16.Термодинамическое состояние пластовой смеси Карачаганакского Месторождения. - Геология нефти и газа, 1989, Кг 8, с. 44-48 (соавторы: Г.И. Тимофеев, М.П. Кулинич).

17.0пределеы'яе динамики компонетроотдачи нефти нефтега-зоконденсатных' месторождений при ее растворений в сжатом газе. - /Доклады на международной конференции (International conferece) "Разработка нефтегазоконденсатЕЫх месторождений" (Development of oil gas condencate fields). -Краснодар, 1ÖÖ0, с. 236-241 (соавторы: В.Н. Мартос, В.И. Горшков, В.В. Кушннров).

18.Экспериментальные п теоретические исследования влияния терыобаркческих условий и состава газоконденсатных и нефтяных смесей на степень их насыщенности. - /Доклады на международной конференции, (International ■ conferece) "Разработка нефтегазоконденсатпых месторождений" (Development of oil gas condencate fields). - Краснодар, 1990, с. 77-79 (соавтор: Л.И. Врусидовский).

19.Расчет критического давления пластовых смесей с учетом влияния кислых компонентов. ЭИ. ВНИИЭнергопром. Серая: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондедсатпых месторояадешш. - М., 1990, вып. 3, с.13-16 (соавторы: В.Н. Матросова, A.A. Макаркин).

20.Оценка фазового состояния пластовой смеси в зоне ГНК Ка-рачаганакского месторождения. - Геология нефти и газа, 1990, № 5, с. 24-27 (соавторы: A.B. Урусов, В.Н. Матросо-ва).

21.Моделирование генезиса Карачаганакского месторождения. - Геология нефти и газа, 1990, № 8, с. 10-13.

22.Со сгавляющпе наблюденной остаточпой нефтенасышенностн пород Астраханского месторождения. - Научно-технический обзор ВНИИЭгазпром. Газовая промышленность. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений; - М., 1990, вып. 8, с. 1-6 (соавторы: Т.Н. Тимофеев, М.П. Кулинпч).

23.Особенности фазового состояния пластовых газоконденсатных систем с повышенным Содержанием выеококппящпх УВ. - Геология нефти п газа. 1990, № 11, с. 27-28 (соавторы: В.Н. Мартос, В.И. Лапшин, И.Ш. Кувандыков).

24.Необходим новый методический подход. - Геология пефтп и газа. 1991, Jsl' 5, с. 45-48 (соавтор: А.И. Бруснловскшг).

25.Способ определения остаточной нефтепасыщешгости. коллекторов. Патент 1668918, заявлено 0G.07.88, опубл.

07.08.91, бюл. 19 (соавторы: Г.И. Тимофеев, М.П. Кулн-

. нич).

26.Новый подход; к. оценке' степени -насыщенности пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей и крптернев их фазового состояния. - Геология нефти и газа, 1991, 9, с. 14-18 (соавтор: Бруспловский А.И).

27.Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе. Патент j\& 1728483, заявлено 12.11.89, опубл.

23.04.92, бюл. Л"- 13 (соавторы: Г.К. Тимофеев, A.B. Урусов). ! . ■"

28.Зависимость объемного коэффициента, коэффициентов сжимаемости, плотности глубокопогруженмых пластовых нефтен от давления, температуры, состава и газосодержа-хшя. - Геология нефти и газа. 1992, № 9, с. 33-36 (соавтор: II.ИГ. Кувандыков).

29.Растворимость и растворяющая способность сжатых газов я нефтяных и .газоконденсатных системах. - Геология нефти и газа, 1992, № 10, с. 31-36 (соавторы: A.B. Урусов, В.Н. Матросова).

30.Устройстно для исследования PVT-сооткошений газожидкостных смесей. Патент Л'- 1808127, заявлено 16.01.91, опубл. 07.04.93. бюл. М- 13 (соавторы: A.B. Урусов, М.П. Шапкарпн).

31. Подготовка-'докторской днесертации п ШШИШТ. - Недра Поволжья и Прикасиия. 1997, февраль, N1- 12, с. 86.

БЫЛНИКИН ГЕННАДИЙ ПАВЛОВИЧ

МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ НЕФТЯНЫХ II ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ФЛЮИДОВ

Подписано к печати 2,06197. Формат-60x84'/ &

Усл. псч. л. 2.07 Печать офсетная Тира* Ш0. Зак. II Типография ИЩШИГГ

Информация о работе

Былинкин, Геннадий Павлович
доктора геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 1997
ВАК 04.00.17

Автореферат

Похожие работы