книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

и решив его совместно с уравнением (1.8), исходя из того что на ВНК р^ = ро. Разница в местоположениях контакта даже в 60 м может ока­ зать огромное влияние на результаты подсчета запасов нефти в залежи, особенно если она имеет большую площадь.

Именно поэтому специалисты по разработке месторождений готовы затрачивать много времени (и, следовательно, денег) на изучение из­ менения гидростатического давления по глубине на новом месторож­ дении. Эту задачу можно решить довольно просто путем выполнения серии испытаний пласта опробователем, спускаемым на каротажном кабеле56, в поисковой скважине (обычно после окончания геофизиче­ ских исследований скважины и до спуска обсадной колонны), в кото­ рой давление специально измеряют в интервале водоносных пластов, выше и ниже залежи или залежей углеводородов. По результатам се­ рии измерений давления на различных глубинах можно точно постро­ ить график изменения гидростатического давления (уравнение (1.6)) в окрестности залежи углеводородов, независимо от того, является из­ менение давления нормальным или аномальным.

Такие испытания повторяют в первых скважинах, пробуренных на новом месторождении или новой площади, до тех пор пока инженеры не убедятся в том, что гидростатическое давление изменяется анало­ гичным образом на всем данном участке. Если этого не сделать, воз­ можны серьезные ошибки в оценке запасов углеводородов в залежи и, следовательно, в проекте разработки месторождения.

На рис. 1.4 проиллюстрирована неопределенность другого рода, свя­ занная с определением местоположения контакта между флюидами по результатам измерений давления. Здесь рассматривается та же самая залежь, что и показанная на рис. 1.3, однако в данном случае поисковая скважина вскрыла лишь газовую шапку. Испытания пласта проводят­ ся на глубине 1554 м (5100 футов). В ходе испытаний установлено, что давление газа равно 16,4 МПа (2377 фунт / дюйм2). По данным иссле­ дования отобранных проб газа (см. упражнение 1.1) установлено, что градиент гидростатического давления газа в залежи составляет 1,81 кПа / м (0,08 фунт / дюйм2/фут). Используя эти данные, можно записать уравнение (1.9) для построения графика изменения давления газа.

Если скважина не дала нефть, инженер может предположить, что оца вскрыла чисто газовую залежь, и продолжить линию, постро­ енную по уравнению (1.9), до пересечения с графиком нормального гидростатического давления, построенного по уравнению (1.7), на глубине 1610 м (5281 фут), где р^ = р§. Этот уровень обозначен на

5000 -

Глубина,

футы

5500 -

Рис. 1.4. Иллюстрация неопределенности в оценке толщины нефтенасы­

щенной зоны по результатам испытания скважины, вскрывшей газовую шапку

рис. 1.4 как наибольшая возможная глубина газоводяного контакта (ГВК), при условии, что в залежи нет нефти.

И наоборот, поскольку самая большая глубина, на которой можно обнаружить газ в скважине, - 1569 м (5150 футов), нет причин фи­ зического характера, по которым было бы невозможно присутствие нефти непосредственно ниже этой точки. Давление нефти в верхней части такой зоны равнялось бы давлению газа, которое можно рас­ считать по уравнению (1.9), получив 16,4 МПа. Поэтому можно на­ писать следующую зависимость для давления в нефтенасыщенной зоне, принимая использовавшийся ранее градиент гидростатическо­ го давления нефти 7,92 кПа / м:

ро = (7,92 Б + 3992) х 103

Совместное решение этого уравнения с уравнением (1.7), исходя из того что ро = р^, дает глубину ВНК 1719 м (5640 футов). Этот уровень обозначен на рис. 1.4 как наибольшая возможная глубина ВНК. Он со­ ответствует максимально возможной толщине нефтяной зоны. Поэто­ му, несмотря на аккуратно проведенные испытания, остается большая неопределенность в отношении толщины нефтяной зоны. Она может быть равна нулю (при наибольшей возможной глубине ГВК - 1610 м, или 5281 фут), или, в наиболее благоприятном случае, может достигать 490 футов (при наибольшей возможной глубине ВНК 1719 м, или 5640

футов), или же находиться между этими двумя крайними значениями. На рис. 1.4 показана фактическая толщина нефтяной зоны для случая, проиллюстрированного рис. 1.3.

Таким образом, при вскрытии газонасыщенной толщи всегда воз­ никает вопрос о том, является ли залежь чисто газовой или же в ней есть значительная нефтяная зона, или нефтяная оторочка, которую можно разработать. Единственным надежным способом получить от­ вет на этот вопрос является проводка другой скважины, вскрывающей залежь ниже по структуре, или, если это технически возможно, по­ становка моста и проводка бокового ствола. Поэтому при планирова­ нии бурения поисковой скважины не всегда целесообразно намечать вскрытие структуры в ее верхней точке. При таком подходе возраста­ ют шансы обнаружения углеводородов, но он противоречит одной из основных целей поисково-разведочного бурения - получить как мож­ но больше информации о залежах и насыщающих их флюидах.

Найдя местоположение контактов между флюидами в залежи с ис­ пользованием методов, описанных в настоящем разделе, инженер по­ лучает достаточно данных для определения объема залежи V, требуе­ мого для расчета начальных запасов нефти. Например, на рис. 1.1 (а) это можно сделать путем планиметрирования площадей между изо­ гипсами выше ВНК7,8.

И, наконец, следует отметить, что получить правильный результат, используя соотношение (1.2), можно только в том случае, когда все члены этого соотношения действительно представляют собой средние значения параметров по залежи. Так как получить такие значения не­ возможно, чаще всего для представления каждого параметра в уравне­ нии для подсчета начальных запасов нефти, приведенных к стандарт­ ным условиям, используют не детерминированный, а вероятностный подход. Например, может быть несколько геологических интерпрета­ ций структуры, дающих ряд значений объема залежи V. Это обстоя­ тельство может быть выражено через распределение вероятностей значений этого параметра.

Затем оценивают данные, полученные на основе подсчета началь­ ных запасов нефти, приведенных к стандартным условиям, с помощью некоторых вероятностных методов, выбор которых зависит от каче­ ства исходных данных. Результаты выражаются как распределение ве­ роятностей начальных запасов нефти в залежи, приведенных к стан­ дартным условиям. Преимущество этого метода заключается в том, что, используя окончательное распределение вероятностей, можно

получить среднюю оценку начальных запасов нефти, приведенных к стандартным условиям, и при этом результаты можно выразить через степень неопределенности этого значения, например, в виде стандарт­ ного отклонения9,10. Если неопределенность очень велика, то, чтобы ее уменьшить, может оказаться необходимым пробурить перед началом разработки месторождения еще одну или несколько скважин.

1.4. НЕФТЕОТДАЧА: КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

Соотношение (1.2) для расчета начальных запасов нефти в зале­ жи, приведенных к поверхностным условиям, может быть преобра­ зовано в зависимость для расчета добычи, ожидаемой за весь период разработки. Для этого нужно просто умножить полученный объем на коэффициент извлечения нефти (КР), выражающийся числом от нуля до единицы и характеризующий часть объема нефти в залежи, которая может быть извлечена на поверхность:

Легко сказать «просто умножить его на коэффициент извлечения нефти», но намного труднее определить коэффициент извлечения для конкретной залежи. Определение этого значения, несомненно, представляет собой самую важную отдельно взятую задачу для спе­ циалиста по разработке месторождений.

Прежде всего следует четко различать коэффициенты извлечения двух видов. Коэффициент первого вида определяется текущей эко­ номической ситуацией и во все более возрастающей степени эколо­ гическими факторами и требованиями к защите окружающей среды. Коэффициент второго вида можно классифицировать как чисто тех­ нический, определяемый физическими характеристиками системы пласт - флюид. К сожалению, первый из них, хотя, возможно, и более интересный, в данной книге не рассматривается.

Методы разработки залежей углеводородов разделяют на две основные категории - без воздействия на пласт (первичные) и с воз­ действием на пласт. Первичные методы обеспечивают извлечение углеводородов с использованием естественных источников энергии, действующих в залежи и законтурной водоносной области. Что каса­ ется методов разработки с воздействием на пласт, то чаще всего при­ меняется заводнение, в процессе которого в пласт нагнетается вода,

вытесняющая нефть к добывающим к скважинам и увеличивающая энергию системы. Физические основы методов разработки с воздей­ ствием на пласт будут рассмотрены ниже, в главе 4, раздел 9, и в гла­ ве 10. Пока же будут рассматриваться только первичные методы.

Воснове методов разработки без применения методов воздействия на пласт лежит расширение флюидов в залежи, которое удобно рас­ сматривать, используя определение изотермической сжимаемости.

1 ЭУ

(111)

V Эр

Т

Изотермическая сжимаемость часто используется в расчетах по разработке месторождений, поскольку считается обоснованным до­ пущение, что при отборе флюидов и, таким образом, отводе тепло­ ты из залежи, покрывающие и подстилающие породы, являющиеся неограниченными источниками тепловой энергии, сразу же воспол­ няют эту потерю теплоты путем теплопередачи теплопроводностью, так что пластовая температура остается неизменной/ Поэтому под сжимаемостью при упоминании в данном тексте следует всегда по­ нимать изотермическую сжимаемость.

В формуле (1.11) требуется поставить минус, поскольку сжимае­ мость характеризуется положительным числом, в то время как про­ изводная должна быть отрицательной, так как при снижении давле­ ния флюиды расширяются. При использовании сжимаемости для описания залежи, работающей в условиях газового режима, можно выразить ее более наглядно в следующей форме:

где аУ - расширение, а Ар - снижение давления. Оба эти параметра имеют положительные значения. Данная формула имеет общий ха­ рактер и характеризует все механизмы разработки без применения методов воздействия на пласт. Если под Ар подразумевается сниже­ ние давления в пласте от начального до некоторого более низкого значения, р. - р, то сГУ будет обозначать соответствующее расшире­ ние флюидов, которое и обеспечивает добычу.*

* Это очень упрощенное представление о сложных термодинамических процессах, происхо­ дящих в нефтегазовых пластах в процессе разработки. Указанные процессы рассмотрены в работах российских ученых (например, Н. Н. Непримерова, Э. Б. Чекалюка), которые уже были опубликованы на момент написания данной книги.- Прим. ред.

Р ис* 1*5* Расширение нефти, воды и газа, обеспечивающее разработку залежи

Искусство получать высокий коэффициент извлечения при раз­ работке залежи с использованием естественной энергии в условиях упругого режима заключается в том, чтобы обеспечить наличие в объеме расширяющихся пластовых флюидов (IV, отбираемом из за­ лежи в процессе разработки, наиболее ценного с коммерческой точки зрения флюида, то есть нефти. Путь для достижения этой цели схема­ тично показан на рис. 1.5.

Рисунок иллюстрирует тот очевидный факт, что добывающие скважины, пробуренные на нефтяную залежь, должны вскрывать нефтяную зону. Если в залежи имеется газовая шапка и в системе есть водоносная область, то добыча нефти, обеспечиваемая равно­ мерным снижением давления Ар во всей системе, будет складывать­ ся из нескольких объемов, возникающих благодаря индивидуально­ му расширению нефти, газа и воды, то есть

Здесь объемный баланс флюидов дан для пластовых условий. Ис­ пользуя уравнение (1.12), его можно переписать следующим образом:

Очевидно, что вклад в сГУТ0Т расширения нефти и воды будет зна­ чительным лишь в том случае, когда начальные объемы нефти и воды, Уо и У^ велики. Что касается газа, то благодаря его очень высокой сжимаемости даже небольшой объем газа может внести значитель­ ный вклад в добычу нефти.

Таким образом, очевидно, что не следует отбирать воду из водонос­ ной области, поскольку эта вода, расширяясь, будет вытеснять нефть. То же самое относится и к газу в газовой шапке, который хотя и име­ ет коммерческую ценность, но играет намного более важную роль, оставаясь в залежи и вытесняя нефть при расширении. Процессы, ле­ жащие в основе разработки без применения методов воздействия на пласт, будут подробнее рассмотрены в главе 3.

1.5.РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВУСЛОВИЯХ ГАЗОВОГО РЕЖИМА

Разработка газовых месторождений в условиях газового режима рассматривается в начале книги из-за относительной простоты пред­ мета. Ниже будет показано, как определяется коэффициент извлече­ ния газа и рассчитывается продолжительность периода разработки.

Простота предмета объясняется тем, что газ - одна из немногих субстанций, состояние которых, определяемое давлением, объемом и температурой (РУТ), может быть описано простой зависимостью, включающей в себя эти три параметра. Еще одной такой субстанци­ ей является насыщенный пар. А, например, для нефти, содержащей растворенный газ, такой зависимости не существует. Как показано в главе 2, параметры РУТ, определяющие состояние таких смесей, нужно получать эмпирическим путем.

Уравнение состояния идеального газа, для которого силы взаим­ ного притяжения молекул и объем, занимаемый молекулами, счита­ ются пренебрежимо малыми, записывается следующим образом:

Здесь:

Т- абсолютная температура, К,

п- количество киломолей газа,

К - универсальная газовая постоянная, 8310 Дж / К-кмоль.

Это уравнение получено из законов Бойля, Шарля, Авогадро и ГейЛюссака. Оно применимо только при давлениях, близких к атмосфер­ ному, для которых оно получено экспериментально и при которых поведение реальных газов близко к поведению идеального газа. В прошлом были сделаны многочисленные попытки учесть отклонение поведения реальных газов при высоких давлениях и температурах от описываемого уравнением состояния идеального газа. Одним из наи­ более успешных решений является уравнение Ван-дер-Ваальса, кото­ рое записывается для одного киломоля следующим образом:

(1.14)

При использовании этого уравнения считается, что давление р на стенке сосуда с реальным газом ниже, чем оно было бы при нахож­ дении в сосуде идеального газа. Это объясняется тем, что количество движения молекул газа, приближающихся к стенке сосуда, где прои­ зойдет соударение, уменьшается благодаря силам взаимного притяже­ ния молекул. Таким образом, давление, которое пропорционально сте­ пени изменения количества движения, уменьшается. Чтобы учесть это обстоятельство, нужно добавить к измеренному давлению член а / V2, где а - постоянная, зависящая от свойств газа. Аналогичным образом, объем V, полученный при допущении, что объем, занимаемый моле­ кулами, пренебрежимо мал, следует уменьшить для реального газа на постоянную Ь, которая также зависит от свойств газа.

Попытки описать поведение реальных газов в залежах с помощью уравнения (1.14) несостоятельны, поскольку максимальное давление, при котором оно все еще справедливо, намного ниже нормальных пла­ стовых давлений.

Недавно были получены более точные уравнения, например Битти-Бриджмена (ВеаШе-Впс1§етап) и Бенедикта-Уэбба-Рубина (ВепесВс1-\УеЪЪ-КиЪт) (обсуждаемые в главе 3 работы 18), однако наиболее широко в отрасли используется уравнение

в которое входят те же параметры, что и в уравнение (1.13), а также безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа 2. Если запи­ сать это уравнение в виде

V = пКТ,

то можно интерпретировать 2 как поправочный коэффициент, учи­ тывающий отклонение от уравнения идеального газа. 2 является функцией давления и абсолютной температуры, однако для целей разработки месторождений наибольший интерес представляет опре­ деление 2 как функции давления при постоянной пластовой темпера­ туре. Полученную зависимость 2 (р) можно использовать для описа­ ния работы залежи при газовом режиме в изотермических условиях. Ниже описаны три способа определения этой зависимости.

а) Определение по экспериментальным данным

В цилиндрический контейнер помещают п киломолей газа, объем которого можно изменять перемещением поршня. На протяжении всего исследования в контейнере поддерживается постоянная темпе­ ратура Т, равная пластовой. Если У0 - объем газа при атмосферном давлении, то, применяя уравнение состояния реального газа (1.15), получаем

101,33 х103 У0 = пКТ,

поскольку при атмосферном давлении 2 = 1 . При любом более высо­ ком давлении р, которому соответствует объем газа V,

рУ = 2пКТ.

Разделив второе уравнение на первое, получаем

2 = рУ / (101,33 хЮ 3 У0) (Па).

Измеряя V при различных значениях р, можно легко получить ко­ эффициент 2 (р) для изотермических условий. Этот способ опреде­ ления данного коэффициента дает наиболее удовлетворительные результаты, однако в большинстве случаев связанные с ним затраты времени и средств не являются оправданными. Достаточно надеж­ ные результаты можно получить прямыми расчетами по методу, из­ ложенному ниже.

Ь) Определение коэффициента 2 методом Стендинга-Катца

Для применения этого метода требуется знать состав газа или по меньшей мере его плотность. Природные углеводороды состоят глав­ ным образом из компонентов парафинового ряда (СпН2п+2) с приме­ сью других веществ, таких как диоксид углерода, азот и сероводород. Природный газ отличается от нефти тем, что он состоит преимуще­ ственно из более легких компонентов парафинового ряда, метана и этана, которые обычно составляют 90 % от объема природного газа. Типичный состав газа приведен в табл. 1.1.

Для того чтобы использовать метод Стендинга-Катца (51:апс1т§- Ка12)п, нужно сначала, зная состав газа, рассчитать псевдокритические давление и температуру смеси

где суммирование производится по всем компонентам газа. Параме­ тры рс. и Т. представляют собой критические давление и температуру 1-го компонента,указанные в табл. 1.1, ап, - объемная доля (для газа - молярная доля) этого компонента. Следующим шагом является рас­ чет так называемых псевдоприведенных давления и температуры

(1-18)

и

Здесь р и Т - давление и температура, при которых нужно опреде­ лить 2. В большинстве задач разработки месторождений, характери­ зующихся изотермическими условиями, Трг является постоянной, а ррг - переменной величиной.