Жидкие сепарированные флюиды в подошвенной части Карачаганакского месторождения дифференцируются по плотности от 0,81–0,82 до 0,87–0,88 г/см³. При этом в интервале 4960–5020 м в зависимости от площадного расположения скважин отмечается некоторый скачок в изменении плотности от 0,81–0,82 до 0,84–0,85 г/см³ и соответственно физико-химической характеристики.

Зона относительно тяжелых флюидов имеет мощность от 130 до 190 м. Возрастание плотности, как правило, происходит до середины нефтяной оторочки, а в нижней части в пределах 60–100 м она почти не меняется. Ниже ВНК встречены проявления более тяжелых нефтей плотностью 0,88–0,92 г/см³ за счет возрастания асфальтовосмолистых веществ и твердых парафинов (асфальтены достигают концентрации 3,3 %).

В отличие от южного и юго-западного участка месторождения, где отмечается полный ряд изменения плотности нефти, в северо-восточном в подошвенной части зафиксированы нефти плотностью не более 0,85 г/см³. Центральная зона (скв. 6, 23), где развиты низкопоровые породы, характеризуется отсутствием относительно тяжелых флюидов. Здесь в единичных микрорезервуарах в интервале 4950–5160 м и даже в водоносной части встречены жидкие УВ плотностью 0,81–0,82 г/см³.

На основе имеющегося фактического материала по исследованию глубинных проб Карачаганакского месторождения [1] с полной уверенностью можно говорить о наличии пластовых насыщенных нефтей с плотностью сепарированной жидкости более 0,83 г/см³ и газовым фактором до 750 м³/м³ (900 м³/т), максимальным для этих нефтей (рис. 1), при следующем среднем составе растворенного газа (%): метан – 69,85, этан – 9,05, пропан – 4,58, изобутан – 1,14, н-бутан – 1,70, изопентан – 0,66, н-пентан – 0,57, гексан – 0,27, азот – 0,90, углекислый газ – 6,07, сероводород – 5,08, гелий – следы. По составу газ относительно легкий, практически не изменяется по разрезу и близок к газу сепарации из газоконденсатной части разреза при небольшом увеличении гомологов метана.

По наклону экспериментальных кривых зависимости давления насыщения от газосодержания (рис. 2) теоретический переход этих нефтей в газоконденсатное состояние при температурах 84–89 °С возможен при разбавлении системы количеством газа более 900 м³/м³ , нереальным для данных условий. Вместе с тем фактические данные экспериментального моделирования показывают, что полный переход относительно тяжелых нефтей в условиях Карачаганакского месторождения даже при разбавлении их очень большим количеством газа невозможен. Так, при дифференциальном растворении нефти (плотность дегазированной части r₄²⁰=0,85 г/см³) газом сепарации и при доведении его суммарного количества до 6000 м³ (5100 м³/м³) в пластовых термобарических условиях в газоконденсатное состояние перешло только 66 % исходной нефти.

Учитывая, что в пластовых условиях Карачаганакского месторождения жидкие дегазированные флюиды плотностью более 0,83 г/см³ при существующих газосодержаниях могут находиться только в жидком состоянии, идентификацию фазового состояния можно проводить по плотности и другим физико-химическим характеристикам.

Более сложным вопросом является оценка фазового состояния пластовой смеси с плотностью дегазированных флюидов 0,80–0,82 г/см³, находящихся в предполагаемой контактной газожидкостной зоне (ГЖК) с газосодержанием 700–1100 м³/м³. Исследование критериев по физико-химической характеристике жидкого флюида для идентификации фазового состояния систем затруднительно, поскольку они находятся в околокритическом состоянии, где при незначительном изменении газосодержания происходит резкое изменение критической температуры (T_кр). В связи с этим пластовая смесь при одном и том же составе жидкого флюида может находиться как в газообразном (T_пл>T_кр), так и жидком (T_пл<T_кр) состоянии (см. рис. 2.)

Распознавание фазового состояния пластовой смеси при исследовании скважин в данных условиях также затруднительно, поскольку фазовое поведение системы после раздела на две фазы практически одинаково как для процессов разгазирования, так и конденсации, поскольку объемы образующихся газовой и жидкой фаз сопоставимы. Решение вопроса о проведении контакта между газоконденсатной и нефтяной частями в Карачага-накском месторождении в настоящее время неоднозначно. По промысловым данным и физико-химической характеристике флюидов, граница имеет отметку – 5000 м [2]. Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский по расчетам значения T_кр на основе уравнения состояния в модификации Пенга–Робинсона проводят ее на отметке – 4900 м [4], а по расчетам В.Ф. Перепеличенко с использованием того же уравнения контакт поднимается до –4450 м [3].

Фактические данные экспериментального исследования глубинных и рекомбинированных проб пластовой смеси показали, что ГЖК на Карачаганакском месторождении должен располагаться на глубине 4900–5000 м, поскольку ниже отметки –5000 м однозначно установлено жидкое состояние флюида, а выше –4900 м газоконденсатное по рекомбинации представительных проб, отобранных через полнопоточный сепаратор “Порта-Тест”. Интервал неопределенности фазового состояния по газосодержанию составляет 690–1060 м³/м³. Для оценки критического газосодержания при пластовой температуре в зоне ГЖК было проведено экспериментальное моделирование пластовой смеси при изменении соотношения жидких и газообразных УВ на установках фазового равновесия миниРVТ и АСМ-600.

Для рекомбинации пластовой смеси были отобраны газы сепарации и насыщенные флюиды из скв. 6 в пределах интервала неопределенности с глубины 4885–4907 и 4939–4967 м. Плотность жидких дегазированных флюидов составляла 0,8145 и 0,8180 г/см³ соответственно (таблица, рис. 3). Рекомбинация осуществлялась при температуре 84 °С в двух направлениях по пробам из интервала 4885–4907 м путем последовательного увеличения жидкой фазы, а из интервала 4939–4967 м при возрастании газообразной фазы. В каждой точке при изменении газового фактора производилось визуальное и инструментальное определение давления насыщения в жидкой фазе и давления начала конденсации в газообразной.

Рекомбинированная смесь из интервала 4885–4907 м (r₄²⁰=0,8145 г/см³) перешла полностью в жидкое состояние при уменьшении газосодержания до 890 м³/м³. При этом в интервале по газосодержанию 980–890 м³/м³ при пластовом давлении фиксировалось двухфазное состояние. Пластовая смесь из интервала 4939–4967 м (r₄²⁰=0,818 г/см³) при газосодержании 880 м³/м^г оказалась в жидком состоянии. Вместе с тем при увеличении газосодержания до 997 м³/м³ она перешла неполностью в газоконденсатное состояние при пластовых условиях в отличие от вышерасположенной пробы. Интенсивное перемешивание не привело систему в однородное состояние. При выпуске смеси через сепаратор фиксировалась дифференциация новообразованной смеси при изменении содержания конденсата от 380 до 840 г/м и плавном переходе в нефтяную часть. Газосодержание остаточной нефти составило 771 м³/м³. Полный переход этой двухфазной смеси в газоконденсатное состояние должен осуществиться при давлении более 60 МПа.

Полученные результаты свидетельствуют, что проба, отобранная из интервала 4885–4907 м, является газоконденсатной системой, а из интервала 4939–4967 м – нефтяной и относится к типу летучих нефтей. В связи с этим критическое газосодержание должно располагаться в пределах 890–980 м³/м³ по газу сепарации на стабильную жидкость. При газовом факторе (Гф) менее 890 м³/м³ в переходной зоне и плотности стабильной жидкости 0,81–0,82 г/см³ пластовая смесь в условиях Карачаганакского месторождения находится в жидком состоянии, а при Гф>980 м³/м³ – в газообразном. По результатам массового исследования скважин через сепарационную установку “Порта-Тест”, контакт между газоконденсатной и нефтяной частями должен располагаться на отметке –4950±25 м.

1. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения / Под ред. Ю.С. Кононова.– Изд-во Саратовского гос. ун-та.– 1988.
2. О фазовом состоянии пластовых флюидов месторождения Карачаганак /С.М. Камалов, В.М. Кирьяшкнн, О.Н. Марченко и др.– Изв. АН КазССР. Сер. геол.– 1988.– № 1.– С. 8–15.
3. Перепеличенко В.Ф. Анализ эксплуатации первоочередных скважин Карачаганакского месторождения // Газовая промышленность.– 1986.–№ 5.– С. 26–28.
4. Термодинамическое состояние пластовых смесей месторождений газа и нефти / Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский, В.Ф. Перепеличенко // Геология нефти и газа.– 1985.– № 2.– С. 1–3.

The results of experimental modeling of the phase state of Karachaganak field reservoir mixture in the zone of gas-liquid contact are shown. Established is the critical content of gas (890– 950 m³/m³) allowing the determination of the contact at a depth mark of 4950+25 m on the basis of data on well research with a "Porta-Test" separator.

а – Гф=950 м³ /м³ , С5+высш =9,81 %, б – Гф=860 м³/м³ C5 + высш =10,74 % (расчеты проведены с использованием уравнения состояния в модификации Пенга–Робинсона)