Создание и использование газоаналитических методов контроля разработки и эксплуатации месторождений природных газов

• Автор: Журов, Юрий Андреевич
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 255 c. : ил

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .
1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ХИМИКОАНАЛИТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ .II

1.1. О компонентном составе газа II

1.2. Природная дифференциация состава и свойств газов, конденсатов и нефтей в пределах залежей .
1.3. Использование данных о начальном составе пластовых флюидов при разведке месторождений .

1.4. Влияние процесса разработки залежей природных газов

на изменение свойств и состава пластовых флюидов . .

1.5. Использование данных о динамике состава пластовых флюидов для решения вопросов разработки месторождений природных газов
1.6. Методический подход к исследованию состава газов газовых и газоконденсатных месторождений .
2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НАЧАЛЬНОГО КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ГАЗА .
2.1. Значение данных о начальном составе газа для решения некоторых вопросов разведки и разработки месторождений
2.2. Методика проведения исследований на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения . .
2.2.1. Метрологическое обеспечение достоверности данных . .
2.2.2. Разработка методики подготовки скважин к отбору представительных проб газа
2.2.3. Отбор проб газа
2.2.4. Выбор и усовершенствование некоторых методик определения компонентов газа . . .
2.3. Результаты исследования углеводородного состава
газа Оренбургского месторождения
2.3.1. Распределение углеводородов в залежи
2.3.1. Изотопный состав углерода метана газов Оренбургского месторождения
2.4. Исследование распределения инертных компонентов . .
2.5. Исследование распределения кислых компонентов . .
2.5.1. Содержание и характер распределения кислых компонентов в залежах Оренбургского месторождения .
2.5.2. Изотопный состав серы сероводорода .
2.5.3. Закономерности пространственного распределения сероводорода в залежах природных газов и нефтей . .
3. ПРОМЫСШОВОЭКСПЕРШШТМЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИКИ КОНЦЕНТРАЦИИ ОТДЕЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ ГАЗА В ПРОЦЕССЕ
РАЗРАБОТКИ ОРЕНБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1 Методика проведения исследований .
3.2. Роль фазовых переходов в изменении концентрации неуглеводородных компонентов при разработке газоконденсатных месторождений .
3.2.1. Влияние обратной конденсации углеводородов на изменение концентрации неуглеводородных компонентов
в добываемом газе .
3.2.2. Оценка влияния разгазирования жидкофазных флюидов пласта на изменение концентрации компонентов в газе
3.3. Исследование динамики концентрации
кислых компонентов .
3.3.1. Динамика концентрации сероводорода
3.3.2. Динамика концентрации двуокиси углерода
3.3.3. Изменение содержания меркаптанов при
разработке месторождения .
3.4. Исследование динамики концентрации инертных компонентов
3.4.1. Динамика концентрации азота .
3.4.2. Динамика концентрации гелия .
3.5. Информативность динамики концентрации отдельных компонентов о процессах, происходящих в залежах природных газов при их разработке .
4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ГААНАЖГИЧЕСК0Г0 КОНТРОЛЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ВОПРОСОВ РАЗВЕДКИ, РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С МНОГОКОМПОНЕНТНЫМ СОСТАВОМ ГАЗА .
4.1. Использование закономерностей пространственного распределения компонентов газа для подсчета их запасов
4.2. Уточнение промысловогазодинамической модели месторождения .
4.3. Использование карт изоконцентрат для контроля массопереноса газа в залежи
4.4. Оценка положения нижней границы работавших интервалов скважин по содержанию сероводорода в добываемом газе .
4.5. Прогнозирование и контроль обводнения скважин и участков сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений
4.6. Экспериментальное исследование динамики фазового состояния кислых компонентов при сепарации продукции газоконденсатных скважин
4.7. Результаты исследования содержания и индивидуального состава меркаптанов крупных месторождений .
4.8. Использование динамики показателей качества газа для
оценки некоторых параметров его транспорта
вывода и РЕКОМЕНДАЦИИ .
СПИСОК ОСНОВНОЙ ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУШ
Актуальность


Существенную роль в формировании состава газа играет дальняя струйная миграция ДД, приводящая к дифференцированному по площади смешиванию газов разных генераций в ловушке изменение состава газа и нефти зависит также от соотношения количества газовой и жидкой углеводородных фаз, дальности миграции, времени контакта . Миграция нефтегазоконденсатных флюидов в однофазном состоянии приводит к обеднению их ароматическими углеводородами, а в зоне разгрузки к образованию ароматического типа нефтей ДД. Миграция газов сопровождается изменением изотопного состава серы сероводорода 1, углерода легких углеводородов 6,,0 и аргона 0. Характер изменения состава газа связан также со строением месторождения ,6. С типом и строением месторождений связан изомерный состав углеводородной части газа ,,,,,0, 5,4. Известны факты различия выхода конденсата и его свойств 5, по площади залежей, состава и свойств нефтей ,, что также связано с различными условиями формирования и развития за
лежей 6,7. Таким образом, неоднородность состава газов, конденсатов и нефтей в пределах месторождений и залежей явление далеко не редкое, и оно определяется сложным сочетанием условий и процессов, приводящих к их формированию. Общность процессов образования, миграции и аккумуляции флюидов создает единство и принципиальное сходство составов природных газов. Вместе с тем, комплекс процессов, участвующих в формировании состава газов, условий, стадий и сред их протекания, а также различный их вклад создают сложность и разнообразие составов природных газов, которые проявляются не только в региональном и глубинном планах, но и в распределении компонентов газа в объеме залежей. Одним из направлений использования данных о составе газа при разведке месторождений стало выявление признаков типа залежи, основанных на характерных соотношениях концентрации углеводородных компонентов газа. Ю.П. Коротаевым 9 впервые было предложено использовать данные об изомерном составе бутана отношения концентраций изои нормального бутанов для установления типа залежи. Для чисто газовых месторождений это отношение больше единицы, для газоконденсатных и газонефтяных находится в пределах 0,,8. Другие авторы использовали для подобных целей отношения концентраций этана и пропана 2, содержания группы С5Высшие и отношения к нему концентрации метана 9. По данным работы 2 показано, что газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой лучше определяются по первому, а без нее по второму признаку. Оценка информативности целого ряда признаков по данным состава газа 0 месторождений дана в работе 2, а в более поздних работах этих авторов проведен статистический анализ соотношения различных признаков, позволяющих классифицировать месторождения как по типам, так и по наличию отсутствию нефтяной оторочки. Для прогнозирования нефтяной оторочки у залежей было предложено еще большее число признаков повышенное содержание группы Сбвысшие более I, в пластовом газе, выход стабильного конденсата более см3м3 при пластовом давлении не ниже МПа, при низком его значении повышенное содержание нафтеновых углеводородов в стабильном конденсате, увеличение его выхода в скважинах приконтурных зон ,7, увеличение конденсатного фактора в направлении погружения складки 2,3. Среди признаков нефтяной оторочки указывается также характер распределения индивидуального и группового состава конденсата, а также его фракций 3, повышенное содержание азота 2, что, в общем, сопутствует нефтяным газам Д2. Аналогично, некоторые другие характерные признаки состава нефтей были использованы как признаки нефтяной оторочки газоконденсатных месторождений содержание цикланов в конденсате или его фракциях ,0, ароматических углеводородов во фракциях , выход высокомолекулярных фракций при разгонке конденсата ,3. Группа признаков наличия нефтяной оторочки газоконденсатных залежей основана на соотношении концентрации изомеров углеводородов газовой части пластовых флюидов. В работе 7 таким признаком названо отношение сумм концентраций пентанов и гексанов изомерного и нормального строения, если оно меньше 0,8.