Термодинамическое моделирование формирования пластовых флюидальных систем глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений

Abstract

Исследования геологических, физико-химических и термодинамических характеристик углеводородных газожидкостных систем различного типа позволили реконструировать условия формирования и прогнозировать особенности флюидальных пластовых систем. Изучены процессы генерации, растворения, миграции и аккумуляции углеводородных и неуглеводородных компонентов пластовой смеси глубокозалегающих месторождений (Астраханского, Вуктыльского, Карачаганакского) с использованием палеотектонических, геохимических и термодинамических методов. В результате разработана термодинамическая модель, которая базируется:на составлении схемы формирования месторождения;принципе раздельной генерации жидких и газообразных углеводородов в наиболее благоприятных для этого зонах;ретроспективном анализе и реконструкции палеонефти и палеогаза по физико-химическим и генетическим показателям.Собственно термодинамическое моделирование выражается в растворении палеонефтей в палеогазах (в PVT-камере) при переводе газоконденсатных систем под давлением выше 80 МПа и при температуре больше 423 К в закритическое состояние, что позволяет воспроизводить современные реальные пластовые газожидкостные системы.Закономерность распределения потенциального содержания конденсата в зависимости от гипсометрического положения объекта опробования обоснована законом распределения Больцмана. Такой подход успешно применялся для обоснования закономерности распределения углеводородов С5+ по глубине для уникального Карачаганакского месторождения. Отмечено, что при толщинах менее 400-500 м возможна сходимость фактических данных с прогнозом закономерности распределения содержания С5+, выполненным с использованием закона Больцмана.