книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

дет снижаться по линии А-В, не пересекающей линию точек росы. Это означает, что при любом давлении в залежи будет находиться лишь сухой газ. Однако при подъеме газа на поверхность будут уменьшать­ ся и давление, и температура, и его состояние будет соответствовать некоторой точке X в пределах двухфазной области. Положение этой точки будет зависеть от условий сепарации на поверхности.

При записи представленных в этой главе уравнений материального баланса (1.35) и (1.41) принималось, что содержащийся в залежи газ остается на поверхности в газообразном состоянии. Если же вслед­ ствие сепарации на поверхности из газа выпадает в небольших количе­ ствах жидкость, то следует пересчитать накопленный объем жидкости в эквивалентный объем газа, чтобы получить правильное значение Ср для использования в уравнении материального баланса.

Таким образом, если было получено п киломолей жидкости с моле­ кулярной массой М, то суммарная масса жидкости будет равна

пМ = уо р^ х (объем жидкости).

Здесь уо - относительная плотность нефти по воде (относитель­ ная плотность воды принимается равной единице), а р^ - плотность воды (1000 кг/м3). Поскольку объем жидких углеводородов обычно измеряют в стандартных кубических метрах, количество киломолей жидких углеводородов, добытых в составе Ыр стандартных кубиче­ ских метров, равно

Объем газа в стандартных условиях, эквивалентный п киломолей жидких углеводородов, составит

Учет эквивалентного объема газа дает, как правило, очень неболь­ шую прибавку к накопленной добыче, порядка одного процента или меньше, поэтому иногда им пренебрегают.

Если начальные пластовые давление и температура соответствуют точке С на рис. 1.15 (а), то при истощении залежи при постоянной температуре, сопровождающемся уменьшением давления ниже точки росы V) в пласте начнется конденсация и выпадение жидкой фазы.

Максимальное количество жидкости, выпадающей в залежи при снижении давления до уровня между точками В и Е в двухфазной области, обычно невелико. Часто оно не создает критической насы­ щенности, которая должна быть превышена, чтобы жидкость могла двигаться. Этот феномен сходен с обсуждавшейся ранее остаточной насыщенностью, при достижении которой течение прекращается. В таком случае жидкие углеводороды, выпавшие в пласте вследствие так называемой ретроградной (обратной) конденсации, не могут быть добыты. Поскольку первыми конденсируются тяжелые ком­ поненты, в результате теряется наиболее ценная часть смеси углево­ дородов. Можно предположить, что продолжающееся уменьшение давления до уровня ниже точки росы Е приведет к полному испаре­ нию выпавшего конденсата. Однако этого не происходит, поскольку после уменьшения давления ниже точки Б суммарная молекулярная масса углеводородов, оставшихся в пласте, увеличится за счет не­ которых тяжелых парафинов, выпавших вследствие ретроградной конденсации. Поэтому линии, ограничивающие двухфазную область для смеси пластовых флюидов, будут смещаться вправо-вниз, что препятствует испарению.

Иногда бывает экономически выгодно разрабатывать газоконден­ сатное месторождение с применением периодической обратной за­ качки сухого газа (сайклинг-процесс). В таком случае с начала разра­ ботки, когда термобарические условия соответствуют точке С на рис. 1.1.5 (а), из добытого газа извлекают конденсат и закачивают остав­ шийся сухой газ в пласт таким образом, чтобы он вытеснял жирный газ к добывающим скважинам. Так как при реализации этого про­ цесса из залежи извлекается лишь относительно небольшое количе­ ство флюидов, пластовое давление снижается ненамного. При этом обеспечивается разработка при давлении, превышающем давление точки росы. Закачка ведется до прорыва в скважины сухого газа, а затем прекращается, и производится отбор оставшегося сухого газа.

Уравнения материального баланса, записанные для сухого газа, можно применить также к газоконденсатным залежам, если заме­ нить коэффициент Ъ для однофазных систем на так называемый коэффициент Ъ для двухфазных систем (22рЬа8е)- Этот коэффициент

определяется экспериментально в лабораторных условиях путем мо­ делирования истощения залежи при постоянном объеме.

Для этого объем газа С загружается в бомбу РУТ при начальном давлении р., превышающем давление точки росы, и при пластовой температуре. Выпуская газ из бомбы, производят ступенчатое сни­ жение давления без изменения объема бомбы или температуры газа. При этом измеряют объем вышедшего газа С'р. Таким образом моде­ лируется работа залежи в условиях газового режима. Решая относи­ тельно 2 уравнение материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима (1.35), получаем

(1.46)

"'грЬазе

РЧ

2( иV* - аС)

Пока давление не снизится до значения, соответствующего точке росы, коэффициент 2, определяемый в данном эксперименте, иден­ тичен 2, полученному по методу, описанному в разделе 1.5 (а). Одна­ ко ниже этой точки два указанных метода дадут разные результаты.

В эксперименте по определению коэффициента 2 для однофазных систем подразумевается, что на поверхность извлекают весь объем пластовых флюидов, находящихся под давлением ниже давления точки росы. Однако при моделировании истощения залежи при по­ стоянном объеме учитывается то обстоятельство, что часть углево­ дородов остается в пласте в виде конденсата. В ходе эксперимента регистрируется зависимость объема этой части углеводородов от давления. Таким образом, если исследовать пробу газа с конденсатом по первому и по второму методу, то коэффициент 2 для двухфазных систем, определенный при эксперименте с постоянным объемом, будет меньше 2, определенного для однофазной системы. Это объ­ ясняется тем, что жидкие углеводороды, выделившиеся в результате ретроградной конденсации, не включаются в накопленную добычу газа С в уравнении (1.46). Поэтому коэффициент 2 для двухфазных систем будет меньше, чем он был бы в случае, когда на поверхность извлекаются все пластовые флюиды, как в эксперименте с однофаз­ ной углеводородной системой.

На рис. 1.15 (Ь) приведена типичная диаграмма фазовых состояний для нефти. Как отмечалось выше, положение двухфазной области для нефти, содержащей большую долю тяжелых компонентов парафино­

вого ряда, будет ближе к вертикальному, чем положение двухфазной области для газа.

Если начальные давление и температура нефти в залежи соответ­ ствуют точке А на диаграмме фазовых состояний, в пласте будет нахо­ диться только одна фаза, а именно нефть, содержащая растворенный газ. При изотермическом снижении давления нефть постепенно по­ дойдет к точке кипения В. При дальнейшем снижении давления в за­ лежи образуется двухфазная система, включающая в себя нефть с рас­ творенным газом, количество которого соответствует действующему давлению, и некоторое количество выделившегося свободного газа. Когда нефть и газ находятся в пласте под действием одного и того же перепада давлений, более подвижный газ, к сожалению, перемещается намного быстрее нефти. Это приводит к хаотичному перемешиванию

исильно усложняет описание течения пластовых флюидов.

Сэтой точки зрения, предпочтительно разрабатывать месторож­ дение при пластовом давлении, близком к давлению насыщения (или выше его). Это значительно упрощает математическое описание про­ цесса. Но это не единственное преимущество. Как будет показано в главе 3, разработка в таких условиях позволяет повысить нефтеотдачу. Наиболее широко распространенным способом поддержания пласто­ вого давления на уровне давления насыщения или выше его является закачка воды в пласт, которая подробно описана в главе 10.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1)ЬупсЬ, Е.1., 1964. РогтаИоп Еуа1иаИоп. Нагрег апб К о\у, № \ у Уогк.

2)ВгасИеу, 1.5., 1975. АЬпогта1 РогтаИоп Ргеззиге. ТЬе Атепсап А§8. оГРе!. Сео1о§1818 ВиИеПп, Уо1. 59, N0 . 6 ,1ипе: 957-973.

3)СЬартап, К.Е., 1973. Ре1го1еит Сео1о§у, а Сопс18е 51ис1у. Екеугег ЗаепШк РиЪН8Ып§ Со., Ат81егс1ат: 67-76.

4)ЕагЬидЬег, К.С., ]т.у 1977. Абуапсез т \Уе11 Тез! Апа1у818. ЗРЕ Мопо§гарЬ: СЬар1ег 8.

5)ЕеЪоигд, М., НеЫ, К.<3. апб БоЬ, С.А., 1957. А МеЙюб оГРогтайоп ТезИпд оп Ьоддш§ СаЫе. Тгат. АШЕ, 210: 260-267.

6)ЗсЬиКг, АХ., Ве11, \УТ. апб 11гЬапо8ку, Н.р, 1974. А<3уапсетеп1:8 т 11пса8е<3-Но1е \У1ге1те-Рогта1;юп-Те81ег ТесЬшдиез. ЗРЕ рарег 5053, ргерагес! (от ЙЬе Аппиа1 Ра11 МееИп§ оГ Ше ЗРЕ о{ АШЕ; Нои81оп, Теха8. Ос1оЬег.

7)СгаЙ, В.С. ап<1 Наугктз, М.Р, )г., 1959. АррЬей РеПчПеит КезегуоЬ Еп§теепп§. РгепИсе-НаИ, 1пс. Ыеш |ег8еу.

Еп§теепп§ - РЬу$1са1 Ргорегйез. МсСга\у-НН1.

9)\Уа1з1гот, |.Е., Мие11ег, Т.Б. апН МсРаг1апе, К.С., 1967. Еуа1иаНп§ ШсегЫШу ш Еп§теепп§ СакиЬйопз. ^Ре!. ТесЬ., |и1у: 15951603.

10) КоПЬегп, 1.С., 1967. Шзк РгоЪаЪННу апй Оескюп-Макт§ т ОН ап<1 Саз Б еу еЬ р тет Орегайопз. Рарег ргезеШей а! Ре1го1еит 5ос. ок С1М. ТесЬтса1 Мее1т§, ВапЯ, Сапайа. Мау.

11)81апсЬп§, М.В. апй Ка(2 , V.!,, 1942. Бепзйу ок КаШга1 Сазез. Тгапз. АШЕ, 146: 140-149.

12)Саз РгосеззогзЗиррНегзАззоааНоп, 1972 (Кеу1зе<11974). Епдтееппд Воок. СР8А, Тика: 16-2.

13)Ка1г, БХ., е1. а1., 1959. НапНЬоок ок Ыа1ига1 Саз Еп§теепп§. МсСгалу-НШ, 1пс., Ыелу Уогк.

14)Такасз, С., 1976. Сотрапзопз таек Рог Сотри1ег 2-Рас1ог Саки1а1юпз. ТЬе ОН апН Саз к>игпа1, Бес. 20(Ь:64-66.

15)На11, К.К. апё УагЪогоидЬ, Ь., 1974. Н о\ у 1о 8о1уе Е^иа1^оп ок81а1е ког 2-Рас1огз. ТЬе ОН апН Саз 1оигпа1, РеЬ. ШЬ: 86-88.

16)Вгипз, 1.Я., Ре1коуксЬ, М.к апН Мекгеп, У.С., 1965. ТЬе ЕЯес! ок \Уа1ег 1пЙих оп р/2 - СипийаНуе Саз РгоНисНоп Сигуез. кРекТесЬ., МагсЬ: 287-291.

17)А§аг\уа1, К.С., АкНиззату, ,К. апН Яатеу, Н.кЛг., 1965. ТЬе 1трог1апсе ок \Уа1ег 1пЙих ш Саз Яезегуокз. кРекТесЬ., МоуетЪег: 1336-1342. Тгапз. АШЕ.

18)МсСат, \УО. к , 1973. ТЬе РгорегИез окРеУокит Р1икк. Ре1го1еит РиЫкЫпд Со,. Тика.

19)Вго\т, С.С., Ка1г, ОХ., ОЪегкеИ, С.В. апН АЫеп, Я.С., 1948. Ыа1ига1 СазоИпе апН Уо1аШе НуНгосагЬопз. ЫСАА, Тика.

АНАЛИЗ РУТ-СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

2.1.ВВЕДЕНИЕ

Вглаве 1 была показана важность исследований пластовых флюи­ дов для определения соотношения между объемом добытого газа, из­ меренным на поверхности, и соответствующим объемом в пластовых условиях. Для газа такую зависимость можно получить, просто опре­ делив коэффициент сверхсжимаемости газа Ъ для однофазных или двухфазных систем и подставив его в уравнение состояния. Основные исследования, требуемые для выявления соотношения между отби­ раемыми объемами нефти в поверхностных и пластовых условиях, будут неизбежно сложнее, поскольку при давлении ниже давления на­ сыщения в пласте присутствуют как нефть, так и свободный газ.

Вэтой главе основное внимание уделено определению трех главных параметров, которые нужно знать при решении данной задачи для не­ фтяной залежи, а также описанию того, как можно установить эти три параметра экспериментальным путем, исследуя пробы нефти.

Проблема рассматривается механистически, в допущении, что пара­ метры РУТ можно определить как функцию давления путем обычных лабораторных исследований. Попыток описать сложные термодина­ мические процессы, протекающие при определении этих параметров, не делается. Более подробные сведения о предмете в целом приведе­ ны в книге Амикса, Басса и Уайтинга1. И, наконец, большое внимание уделяется преобразованию данных лабораторных исследований РУТ

в параметры, используемые на месторождениях. Лабораторные дан­ ные представляют собой набор независимых результатов измерений, а промысловые параметры РУТ зависят от условий сепарации нефти и газа на поверхности.

2 .2 . ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ

Соотношение между давлением, объемом и температурой (РУТ) для реального газа можно однозначно определить, используя урав­ нение состояния (1.15)

рУ = 2пКТ.

Коэффициент сверхсжимаемости 2, учитывающий отклонение от поведения идеального газа, можно определить по методике, описан­ ной в главе 1 (раздел 5). Применив это уравнение, можно довольно просто установить соотношение (1.25) между объемами газа в по­ верхностных (стандартных) и пластовых условиях:

=0,00285 — (ст. м3 / пл. м3) .

Ксожалению, не существует такого простого уравнения состоя­ ния, описывающего РУТ свойства нефти. Поэтому используют так называемые «параметры РУТ», определяемые по данным лаборатор­ ных исследований проб пластовой нефти. Полученные результаты можно применить для установления соотношения между объемами углеводородов в поверхностных и пластовых условиях, подобного соотношению (1.25). Сложность получения такой зависимости мож­ но проиллюстрировать рис. 2.1, где изображены схемы извлечения нефти и газа из залежи при пластовых давлениях выше (а) и ниже (Ь) давления насыщения нефти газом.

Если пластовое давление превышает давление насыщения нефти газом, в залежи присутствует только одна углеводородная фаза. Ког­ да такая недонасыщенная нефть поступает на поверхность, из нее выделяется газ (см. рис. 2.1 (а)). Количество газа, выделившегося на поверхности, зависит от условий сепарации. В таком случае устано­ вить соотношение между отбираемыми объемами нефти и газа в по-

ПОВЕРХНОСТЬ

Рис* 2*1* Схемы извлечения нефти и газа из залежи при пластовых дав­

лениях выше (а) и ниже (Ь) давления насыщения нефти газом

верхностных и пластовых условиях несложно, так как известно, что

впластовых условиях весь газ должен быть растворен в нефти. Если пластовое давление ниже давления насыщения, то, как пока­

зано на рис. 2.1 (Ь), ситуация намного сложнее. В этом случае в зале­ жи присутствуют две углеводородные фазы, нефть с растворенным газом и свободный газ, выделившийся в пласте. На поверхности из добываемой нефти также выделяется газ. Весь добываемый газ со­ стоит из двух объемов: газ, находившийся в свободном состоянии в пласте, и газ, выделившийся на поверхности. Отличить один газ от другого на поверхности невозможно, и задача состоит в том, как определить эти два объема.

Когда пластовое давление ниже давления насыщения, возникает до­ полнительная сложность. Она заключается в том, что под действием одного и того же перепада давлений выделившийся свободный газ движется в пласте быстрее нефти. Как будет показано в главе 4 (раз­ дел 2), скорость течения флюида в пористой среде обратно пропор­ циональна его вязкости. Обычно вязкость газа в пласте примерно в пятьдесят раз меньше вязкости нефти, соответственно скорость дви­ жения газа будет намного выше. Поэтому при разработке пласта, в ко­ тором присутствует свободный газ, считается нормальным явлением, когда газ отбирается в непропорционально больших объемах по от­

ношению к нефти. Иначе говоря, вместе с одним кубическим метром нефти можно добыть газ в объеме, намного превышающем объем газа, первоначально растворенного в кубическим метре нефти при пласто­ вом давлении, превышающем давление насыщения.

Чтобы установить соотношение между отбираемыми объемами флюидов в пластовых и поверхностных условиях, нужно определить по результатам исследований проб пластовой нефти с растворенным в ней газом три следующих промысловых параметра РУТ:

•К - пластовый газовый фактор. Это отношение объемов раство­ ренного газа и нефти, то есть количество стандартных кубических метров газа, растворенного в одном стандартном кубическом ме­ тре нефти, когда и газ и нефть находятся в пласте при текущих пластовых давлении и температуре (размерность - ст. м3 (газ) / ст. м3 (нефть)).

•Во - объемный коэффициент нефти. Это объем, занимаемый в пла­ сте одним стандартным кубическим метром нефти с растворен­ ным в ней газом при текущих пластовых давлении и температуре (размерность - пл. м3 (нефть+растворенный газ) / ст. м3 (нефть)).

•В§ - объемный коэффициент газа. Это объем, занимаемый в зале­ жи одним стандартным кубическим метром газа в виде свободно­ го газа при текущих пластовых давлении и температуре (размер­ ность - пл. м3 (свободный газ)/ ст. м3 (газ)).

Вприведенных выше определениях подразумевается, что и стан­ дартный кубический метр и кубический метр в нефтесборном резер­ вуаре соответствуют стандартным условиям, то есть 289 К* и 101,33 кПа. Следует отметить, что и К и Во определяются по отношению к одному кубическому метру нефти, приведенному к стандартным условиям. Это основная промысловая единица объема. Все три пара­ метра строго зависят от давления (см рис. 2.5). Данное утверждение справедливо при условии, что пластовая температура не изменяется в течение всего периода разработки месторождения.

На рис. 2.2 и 2.3 показаны схемы использования параметров РУТ для оценки соотношения между отбираемыми объемами нефти в по­ верхностных и пластовых условиях при пластовых давлениях выше или ниже давления насыщения.

•В России стандартными считаются следующие условия: давление 101,33 кПа, температура 20° С (293 К).- Прим. ред.

Рис. 2.2. Схема использования параметров РУТ для оценки соотношения между отбираемыми объемами нефти в поверхностных и пластовых усло­ виях при пластовом давлении выше давления насыщения

На рис. 2.2 показан случай, когда пластовое давление уменьшилось от своего начального значения р. до некоторого значения р, которое все же превышает давление насыщения. Как видно из диаграммы Р-Т, изображенной на вставке, единственным флюидом в пласте будет недонасыщенная нефть. Когда она будет извлечена на поверхность, с каждым кубическим метром будет получено после сепарации К стандартных кубических метров газа. Поскольку нефть недонасыщена газом, в ней могло бы раствориться больше газа, если бы он был в наличии. Поэтому начальный газовый фактор должен оставаться неизменным на уровне К$. (ст. м3 / ст. м3) до того момента, когда дав­ ление снизится до давления насыщения и нефть станет полностью насыщенной (см. рис. 2.5 (Ъ)).

На рис. 2.2 показано также, что если К8. стандартных кубических метров газа привести к пластовым условиям с одним стандартным кубическим метром нефти, то газ полностью растворится в неф­ ти при пластовом давлении и температуре, и в результате получит­ ся Во кубических метров пластовой нефти с растворенным газом (в соответствии с определениями Во и К ). Как видно из рис. 2.5 (а), Во немного возрастает по мере уменьшения давления от начального до давления насыщения. Это обусловлено просто расширением жидко­ сти. Поскольку сжимаемость недонасыщенной пластовой нефти не­ велика, расширение относительно мало.