Каменноугольные отложения, слагающие нижний этаж продуктивного разреза, представлены шельфовыми платформенными образованиями. По поверхности данных пород складка представляет собой антиклиналь субширотного простирания с большой амплитудой. Продуктивная толща Карачаганакского месторождения изучена еще недостаточно подробно и характеризуется фильтрационной и емкостной неоднородностью пород как по площади, так и по разрезу. В разрезе Карачаганакского месторождения преобладают низко- и среднеемкие и низко- и среднепроницаемые коллекторы пористостью 9–15 % и проницаемостью около 0,1–0,005 мкм². Крайне слабая зависимость между пористостью и проницаемостью матрицы, отмеченная по керну, свидетельствует о существенном вкладе трещинной проницаемости, особенно в низкопоровых коллекторах.

По данным глубинных замеров, пластовая температура возрастает с глубиной до 343–345 К в верхней части карбонатного массива (–3700 м) и до 353–355 в подошве залежи (–5200 м), температурный градиент 1,10–1,15 °С на 100 м. Пластовое давление в залежи колеблется от 52,5 МПа у кровли (–3800 м) до 60 у подошвы (–5200 м).

Содержание УВ (%) в пластовой смеси составляет 89,5–91,5, в том числе группы С₅+высш.– 8,4–18, двуокиси углерода – 5,5–6,6, сероводорода – 2,5–5,4 и инертных компонентов, которые в основном представлены азотом, 0,4–1,5.

Концентрация группы УВ С_{5 + высш}. увеличивается с глубиной от 5,5 % (317 г/м³) у кровли пласта до 13–14 (1000 г/м³) в подошвенной его части. Потенциальное содержание группы C₅+высш. в пластовой смеси, находящейся на одном интервале продуктивной толщи, колеблется в пределах 20–30 %, причем с глубиной этот предел сохраняется практически постоянным (рис. 1).

Для экспериментального исследования фазового состояния пластовых смесей Карачаганакского месторождения были использованы газ сепарации и насыщенный конденсат, отобранные из скв. 107, 35, 7, середина интервалов перфорации которых приходится соответственно на глубины 4082, 4722 и 4983 м. К этим глубинам приурочена газоконденсатная часть залежи. Характеристика и состав проб отобранных пластовых флюидов приведены в таблице.

Эксперименты (совместно с Ю.Ю. Кругловым и А.П. Желтовым) проводились следующим образом. В камеру PVT установки “Magra-PVT” по известной методике подавали заданное количество товарного (или дегазированного) конденсата и газа сепарации. Затем за счет перемещения поршня повышали давление в камере PVT и фиксировали величину давления, при котором конденсат полностью растворяется в газе. Затем при этом давлении в камеру PVT закачивали дополнительное количество того же конденсата и снова изменяли давление в камере, фиксируя давление полного его растворения в газе. В процессе этих экспериментов содержание конденсата в смеси, находящейся в камере PVT, менялось от 200 до 1000 г/м³. В этом диапазоне изменения содержания конденсата изучаемые системы из двухфазного парожидкостного состояния переходили в однофазное газовое.

Для иллюстрации данного явления на рис. 2 приведена фазовая диаграмма пластовой смеси скв. 107 (подобный вид фазовой диаграммы характерен и для других скважин Карачаганакского месторождения). Результаты экспериментов, представленные на рис. 2, позволят выявить следующие закономерности: 1) утяжеление конденсата (возрастание плотности и молекулярной массы) значительно увеличивает давление начала конденсации при равных потенциальном содержании конденсата и температурах; 2) вначале по мере повышения содержания конденсата в смеси для всех трех скважин давление начала конденсации растет, достигает максимального значения, а затем падает. Следует отметить, что максимальные значения давлений начала конденсации примерно соответствуют средним потенциальным содержаниям конденсата, характерным для интервалов, вскрытых скв. 107, 35, 7, соответственно 426, 638, 655 г/м³. Все кривые гипотетически сходятся в одну точку, соответствующую примерно 1000–1200 г/м³. При содержании конденсата в смеси, превышающем 1200 г/м³ , исследуемые смеси переходят при повышении давления из двухфазного парожидкостного состояния в однофазное жидкое.

Выявленные закономерности изменения величины Р_{н к} позволяют уточнить прогнозируемое фазовое состояние пластового флюида Карачаганакского месторождения.

Так, ближе к кровле, на глубинах 3800–4000 м, недонасыщение пластовой смеси наибольшее (12– 13 МПа). С увеличением глубины, пластовых давлений и возрастанием потенциального содержания конденсата, его плотности и молекулярной массы рост Р_{н к} происходит быстрее, чем увеличивается пластовое давление, поэтому недонасыщенность системы с глубиной уменьшается, на глубине 4800–5000 м система практически становится насыщенной. При возрастании количества конденсата в смеси до 1100–1200 г/м³ и выше пластовая смесь с таким содержанием находится на глубинах примерно 5100–5200 м и пластовый флюид ведет себя как нефтегазовая система.

Установленные закономерности изменения величины Р_{н к} с увеличением содержания конденсата могут быть объяснены в рамках кинетической теории [1, 2]. Сила взаимодействия молекул смеси определяется расстоянием между ними и их размерами: чем меньше расстояние между молекулами и больше их размер, тем больше их сила взаимодействия.

Важнейшим фактором, влияющим, вероятно, на характер изменения Р_н.к, является концентрация молекул УВ конденсата в газовой фазе. Последнее определяет при прочих равных условиях величину сил взаимодействия молекул. Наблюдаемый характер изменения Р_{н к} возможен лишь при условии постепенного увеличения содержания конденсата в смеси, обеспечивающего постепенное возрастание концентрации молекул высококипящих УВ в газовой фазе. При контактировании той же газовой фазы и того же конденсата, что и в описанных экспериментах, в соотношении, например, 1000 г/м³ величина давления начала конденсации будет выше. В этом случае концентрация молекул конденсата в газовой фазе на начало данного опыта будет меньше, а расстояние между ними больше, чем при проведении предыдущих экспериментов, и поэтому потребуется более высокое давление для полного испарения конденсата.

1. Газоконденсатные системы и методы их изучения // Труды УкрНИГРИ.– М.– Вып. XXXII.– 1984.
2. Технология проведения и результаты газоконденсатных исследований на месторождениях с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода / В.И. Лапшин, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский и др. // Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.– М.: ВНИИЭгазпром.– 1988.– Вып. 5.

In this paper, we present the results of experimental investigations of recombined reservoir mixtures obtained from different intervals. Condensate composition and density are shown to effect the phase characteristics of a reservoir mixture. It has been established that the reservoir mixtures at a depth of 3,900 m, whics corresponds to the top of the field, are undersaturated by 12–13 MPa while those at depths of 4,800–5,000 m are close to saturation. The regularities in the change of pressure of con-densate onset with an increased content of condensate in the mixture are explained.

Рис. 1. Изменение давления начала конденсации в зависимости от потенциального содержания конденсата С₂+высш. для газоконденсатных смесей.

Кривые (газоконденсатные смеси): I – скв 107, II – скв 35, III – скв 7