Пластовые флюиды: геологическое строение и нефтегазоносность Саратовской области

Для оценки фазового состояния глубокопогруженных флюидов внутренней части Прикаспийской впадины использована методика, разработанная на основе материалов по Карачаганакскому, Тенгизскому, Астраханскому и другим глубокопогруженным месторождениям [1]. Суть этой методики заключается в построении фазовых диаграмм в координатах: давление – газосодержание и нанесении на нее прогнозируемого соотношения жидких и газообразных УВ, пластовых давлений и температур. Такие диаграммы строятся для каждого литолого-фациального комплекса с заданной пластовой температурой. Прогнозируемое соотношения жидких и газообразных УВ в оценочном объекте рассчитывается объемно-генетическим методом с учетом потерь эмигрировавших УВ и коэффициента аккумуляции. Состав флюидов для рекомбинации пластовой смеси принимается на основе фактических данных по эталонному объекту. На базе этих диаграмм определяется фазовое состояние (жидкое или газообразное, в том числе однофазное или двухфазное) прогнозируемой системы. Дальнейшее исследование математического моделирования фазового состояния и процессов контактного разгазирования (конденсации) позволяет оценить объемное соотношение газообразной и жидкой фаз и их прогнозируемые подсчетные параметры.

В качестве аналога для Карпенского, Осиновогайского и Дергачевского лицензионных участков внутренней части Прикаспийской впадины было выбрано Карачаганакское месторождение. Прогнозируемые параметры для расчета фазового состояния пластовых флюидов приведены в табл. 1.