Разработка термогидродинамической модели неравновесной и неизотермической фильтрации флюидов в призабойной зоне пласта для создания научных основ разработки эффективных технологий повышения компонентоотдачи углеводородных месторождений

В рамках реализации 2 этапа проекта выполнено исследование эффективности методов интенсификации добычи нефти и газового конденсата при пластовых термобарических условиях для конкретных продуктивных пластов и моделирование новых методов повышения отдачи нефтяных и газоконденсатных пластов. С целью изучения проблем повышения углеводородоотдачи скважины с возможностью обработки и верификации с экспериментальными данными на керне разработаны алгоритмы программ для ЭВМ по расчету теплофизических и фильтрационных параметров в призабойной зоне пласта. Алгоритмы доведены до программной реализации. Получены свидетельства о Государственной регистрации программы для ЭВМ. Выполнены эксперименты по исследованию неравновесности фазовых переходов модельной углеводородной системы в физической модели пласта в том числе, в диапазоне скоростей фильтрации, характерных для призабойной зоны и межскважинного пространства, при термобарических пластовых условиях, включая исследования фундаментальных физико-химических процессов при фильтрации флюидов в пористых средах до давлений 70 МПа и температур 150С. Проведена адаптация термогидродинамической модели фильтрации смеси углеводородов в диапазоне скоростей фильтрации, характерных для призабойной зоны и межскважинного пространства, при термобарических условиях породы Талахского, Хамакинского пластов Чаяндинского НГКМ, разработанной на первом этапе работы в 2020 г. На основе промысловых данных для ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с помощью многоконстантных фундаментальных уравнений исследовано фазовое поведение проб пластовых флюидов, вычислены давления начала конденсации и максимальной конденсации, соответствующие пластовой изотерме для рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ, определены зоны изобарических и изотермических ретроградных областей, а также величины безгидратных депрессий при значениях минерализации пластовой воды 250 и 300 г/л для ботуобинского горизонта. Результаты определения равновесных условий образования гидратов из природных газов и пресной воды для Чаяндинского НГКМ свидетельствуют, что пластовая система находится в зоне гидратообразования. Полученные результаты позволяют уточнить расчёт фильтрационных течений пластовых флюидов на Чаяндинском НГКМ и сделать планирование и проведение лабораторных экспериментов на МП данного месторождения углеводородов более точными и адекватными реальным условиям добычи пластовых флюидов на промысле. Обобщение и анализ результатов экспериментальных исследований фазового поведения пластовых углеводородных флюидов в водонасыщенных пористых средах свидетельствуют, что при пластовых условиях Чаяндинского НГКМ имеют место риски гидратообразования. Для определения условий безгидратной разработки продуктивной залежи необходимо иметь фазовые диаграммы гидратов углеводородной смеси Чаяндинского НГКМ при различной минерализации воды, а также данные о зависимости снижения температуры на забое скважины от депрессии вследствие эффекта Джоуля – Томсона. Зависимость коэффициента Джоуля – Томсона от температуры и давления носит достаточно сложный характер. В рассматриваемой термобарической области значения коэффициента Джоуля – Томсона находятся в диапазоне от 2,5 до 4 К/МПа. Для оценочных расчетов среднее значение коэффициента Джоуля – Томсона можно принять равным 3,25 К/МПа. На основе полученных данных установлено, что безгидратные депрессии разработки ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ могут составить от 1 до 3 МПа в зависимости от минерализации пластовой воды. Расчеты показали, что значения безгидратной депрессии (Pб.г) существенным образом зависят от коэффициента Джоуля – Томсона. Так, изменение коэффициента Джоуля – Томсона на 1 К/МПа при заданных уровнях минерализации пластовых вод ботуобинского горизонта 250 и 300 г/л влечет за собой изменение Pб.г в среднем на 54,4 %. В абсолютных значениях это изменение составляет 1,4 либо 3 МПа при минерализации пластовой воды 250 либо 300 г/л соответственно. Вычисленные значения Pб.г следует рассматривать как предварительные (оценочные), требующие дальнейших уточнений для каждой отдельно взятой скважины на каждом горизонте Чаяндинского НГКМ. Для этого необходимы дополнительные промысловые и лабораторные эксперименты, а также разработка и уточнение теоретических моделей с учетом влияния минерализации пластовых вод на каждом из горизонтов на величину Pб.г. Проведение комплексных исследований гидратообразования и гидратоотложения в пластовых и скважинных системах ЧНГКМ позволило рекомендовать в качестве значения предельной безгидратной депрессии использовать 1 МПа. Уточнение термобарических условий проведения фильтрационных экспериментов на моделях пластов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ необходимо для постановки и решения прямой задачи фильтрации с целью верификации расчетных характеристик течения пластового флюида с результатами фильтрационных экспериментов.