книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Рис. 2.3. Схема использования параметров РУТ для оценки соотноше­ ния между отбираемыми объемами нефти в поверхностных и пластовых условиях при пластовом давлении ниже давления насыщения

Типичные значения Во и К при давлениях, превышающих давле­ ние насыщения, приведены на рис. 2.5. Показанные здесь зависимо­ сти построены по результатам лабораторных исследований, приве­ денным в табл. 2.4. Начальное значение объемного коэффициента Во пластовой нефти равно 1,2417. Затем он возрастает до 1,2511 при давлении насыщения.

Таким образом, в начальный момент 1,2417 м3 пластовой нефти с растворенным в ней газом дадут один стандартный кубический метр нефти. Это довольно благоприятное соотношение, указывающее на умеренную летучесть нефти. Как и следует ожидать в подобном слу­ чае, начальный газовый фактор также относительно невелик - 90,8 ст. м3 / ст. м3 (510 ст. фут3 / ст. барр.).

При менее благоприятных условиях, для более летучих нефтей, Во. может быть намного больше. Например, на месторождении 81а1^огб в Северном море Во. равен 2,7 пл. м3 / ст. м3, а К . - приблизительно 534 ст. м3 / ст. м3. Очевидно, что наиболее благоприятным является значение Во., как можно более близкое к единице. Такая нефть содер­ жит очень мало растворенного газа, и объемы в пластовых условиях примерно равны объемам на поверхности. В качестве примера мож­ но привести нефти месторождений Веукап и Кауакоу на востоке Тур­ ции. Для них характерны значения Во. и К$. 1,05 пл. м3/ ст. м3 и 3,6 ст. м3 / ст. м3 соответственно.

Если пластовое давление ниже давления насыщения, то, как по­ казано на рис. 2.3, ситуация усложняется.

В этом случае с каждым стандартным кубическим метром нефти добывается объем газа, численно равный К. К (ст. м3 / ст. м3) назы­ вается текущим, или эксплуатационным, газовым фактором; его из­ меряют ежедневно.

Как уже упоминалось, часть этого газа в пластовых условиях рас­ творена в нефти и выделяется в сепараторе на поверхности, а часть находится в виде свободного газа уже в пласте. Значение К может на­ много превосходить К$.,поскольку скорость фильтрации газа намного выше скорости фильтрации нефти, и считается нормальным явлени­ ем, когда газ отбирается в непропорционально больших количествах по отношению к нефти. В результате свободный газ прорывается из всего пласта к отдельным точкам отбора, то есть скважинам. На рис. 2.4 приведена типичная зависимость К от пластового давления.

Как следует из рис. 2.3, текущий газовый фактор можно предста­ вить состоящим из двух компонентов:

Е = К, + (К-К,).

Газ, соответствующий первому компоненту, К (ст. м3 / ст. м3), буду­ чи приведенным к пластовым условиям с одним стандартным кубиче­ ским метром нефти, полностью растворится в нефти при действующем пластовом давлении. Врезультате получится объем пластовой нефти с растворенным в нейгазом, численноравный Во.Оставшийся газ (К- К ) (ст. м3 / ст. м3) находится в свободном виде и, будучи приведенным к пластовым условиям, займет объем

Таким образом, полный объем углеводородов, отбираемых из пла­ ста при добыче одного стандартного кубического метра нефти, со­ ставит

Коэффициент В§ используется почти исключительно при разра­ ботке нефтяных месторождений, а для газовых месторождений при­ меняется его аналог, коэффициент расширения газа Е (ст. м3 / пл. м3),

Рис. 2.4. Типичная зависимость текущего газового фактора от среднего

пластового давления для залежи, работающей с переходом на режим

растворенного газа

представленный в предыдущей главе. Зависимость между В и Е вы­ глядит следующим образом:

Вв=1/Е. (2.3)

Как можно видеть, В§ всегда очень мал. При типичном значении Е, например, 150 ст. м3 / пл. м3, В§ будет равен 0,0067 пл. м3 / ст. м3.

На рис. 2.5 показаны зависимости параметров РУТ от давления по результатам лабораторных исследований, приведенным в табл. 2.4.

Форму зависимостей Во и К (рис. 2.5 (а) и (Ъ)) на участках ниже давления насыщения легко объяснить. По мере уменьшения давле­ ния ниже рь из насыщенной нефти выделяется все больше и больше газа. Поэтому К,, представляющий собой количество газа, раство­ ренное в одном стандартном кубическом метре нефти при текущем пластовом давлении, постоянно уменьшается. Аналогичным обра­ зом, поскольку по мере уменьшения давления количество раство­ ренного газа, содержащегося в определенном объеме нефти, умень­ шается, один стандартный кубический метр нефти будет получаться из последовательно уменьшающихся объемов пластовой нефти, и Во постоянно уменьшается со снижением давления.

®

Давление, ф у н т /д ю й м 2

Ри«. 2.5. Зависимости параметров РУТ (Во, Р5и Вд) от давления по

результатам лабораторных исследований, приведенным в табл 2.4

(рь = 23 М Па (3330 фунт / дюйм2))

УПРАЖНЕНИЕ 2.1. ОТОБРАННЫЙ ОБЪЕМ, ПРИВЕДЕННЫЙ К ПЛАСТОВЫМ УСЛОВИЯМ

Обозначим дебиты нефти и газа, измеренные в определенный мо­ мент разработки месторождения, через х ст. м3 / сут нефти и у ст. м3 / сут газа.

Требуется ответить на следующие вопросы:

1)Каков соответствующий отбор в пл. м3 / сут?

2)Если среднее пластовое давление в момент проведения измере­ ний равно 16,5 МПа (2400 фунт / дюйм*12), то каков будет суточный отбор пластовых флюидов, соответствующий дебиту нефти 398 ст. м3 / сут и дебиту газа 60,1 тыс. ст. м3 / сут? Используйте зависимости РУТ, приведенные на рис. 2.5 (а) - (с). Соответствующие им данные представлены в табл. 2.4.

3)Если плотность нефти в стандартных условиях равна 847 кг / м3,

аплотность газа по воздуху - 0,67, то каков будет градиент давления нефти в пласте при давлении 16,5 МПа?

УПРАЖНЕНИЕ 2.1. РЕШЕНИЕ

1) Текущий, или эксплуатационный, газовый фактор К = у / х ст. м3 / ст. м3. Если известно среднее пластовое давление на момент измере­ ния дебитов, то можно определить Во, К и В§ по зависимостям РУТ для этого давления. Суточный отбор пластовой нефти с растворен­ ным в ней газом составит хВо (пл. м3), а суточный отбор выделивше­ гося свободного газа - х (у / х - К$) В§ (пл. м3). Таким образом, отбор пластовых флюидов составит

2) Параметры РУТ, соответствующие пластовому давлению 16,5 МПа, можно взять из табл. 2.4.

Подставляя в уравнение (2.4) х = 398 ст. м3 / сут и у =60,1 тыс. ст. м3 / сут, получаем, что отбор пластовых флюидов равен

398 (1,182 + (151 - 62,7) х 0,0067) = 707 пл. м3 /сут.

3) Градиент гидростатического давления нефти в залежи можно рас­ считать, применяя закон сохранения массы, как показано в упражне­ нии 1.1 для расчета градиента давления газа. В данном случае баланс масс будет выглядеть следующим образом:

Здесь индексы «зс» и «г» обозначают, соответственно, стандартные и пластовые условия. Плотность газа в стандартных условиях опре­ деляется из уравнения (1.30)

р$с = У§ х 1,22= 0,82 кг / м3

Рог = (Ро,г + К8х Р8$с) / Во = (847 + 62,7 х °>82) / 1э182 = 760 кг / м3,

а градиент гидростатического давления нефти составляет

760 х 9,8 = 7,4 кПа / м.

2.3. ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

Отбор проб пластовых флюидов обычно производится на началь­ ном этапе разработки месторождения. Пробы доставляют в лабора­ торию для исследований. Помимо глубинных проб используют еще рекомбинированные пробы. И в том и в другом случае главная задача заключается в том, чтобы обеспечить такое же соотношение газа и

Рис. 2.6. Схема прямого отбора глубинных проб пластовых флюидов

нефти в пробе, как и в пласте. Таким образом, при отборе проб при начальных пластовых условиях каждый стандартный кубический метр нефти в пробе должен сочетаться с К . ст. м3 газа.

а) Отбор глубинных проб пластовых флюидов

Схема прямого отбора глубинных проб показана на рис. 2.6. Методика прямого отбора заключается в том, что в скважину спу­

скают на канате специальный пробоотборник до глубины залегания пласта и отбирают пробу притекающих в скважину пластовых флю­ идов при действующем забойном давлении. Впуск флюидов в каме­ ру пробоотборника и их удержание там осуществляется с помощью клапанов с электрическим или механическим приводом. Этот метод, очевидно, дает возможность получить представительные пробы - при условии, что нефть недонасыщена газом до такой степени, что динамическое забойное давление р^г при котором производится от­ бор пробы, превышает давление насыщения. В таком случае в сква­ жину притекает однофазная система, нефть с растворенным в ней газом, и соотношение газа и нефти в пробе соответствует естествен­ ному для данных пластовых условий. Однако во многих залежах пла­ стовое давление изначально равняется давлению насыщения. В та­ ких условиях динамическое забойное давление р^г всегда будет ниже давления насыщения рь (см. рис. 2.6), каким бы низким ни устанав­ ливали дебит при отборе проб.

В таком случае в скважину притекает насыщенная нефть и свобод­ ный газ, выделяющийся непосредственно около скважины и в самой

скважине. А если это так, нет никаких гарантий, что соотношение газа и нефти в камере пробоотборника будет соответствовать есте­ ственному для данных пластовых условий.

Если отбор проб производится при пластовом давлении, равном давлению насыщения, возможны две ситуации в зависимости от того, когда отбирают пробу. Если отбор проб производится в самом начале разработки месторождения, то возможно, что притекающий в скважину флюид будет недонасыщен газом. Это объясняеся тем, что выделив-шийся свободный газ начинает двигаться при создан­ ной депрессии только после достижения определенной минималь­ ной газонасыщенности порового пространства. Эта так называемая критическая насыщенность - явление, присущее не только газу, но

ивсем другим флюидам, заполняющим поровое пространство за­ лежи. Как следует из рис. 2.4, влияние газонасыщенности на теку­ щий газовый фактор проявляется как небольшое кратковременное уменьшение значения К, после того как давление станет ниже давле­ ния насыщения нефти газом. В результате действия этого механизма будет период, когда выделившийся свободный газ остается в пласте,

игазовый фактор, измеренный при исследовании пробы пластовой нефти, будет занижен по отношению к естественному для данных пластовых условий соотношению газа и нефти. Когда насыщенность свободным газом превысит критическое значение, газ будет прите­ кать к добывающим скважинам из все более отдаленных участков пласта. Это явление обсуждалось раньше и проиллюстрировано рис. 2.4. В этот период газовый фактор, измеренный при исследовании пробы пластовой нефти, вероятно, будет завышен.

Трудности, возникающие при отборе проб изначально насыщен­ ной нефти или недонасыщенной нефти, когда забойное давление уменьшается ниже давления насыщения, часто можно устранить путем правильной подготовки скважины к отбору проб. Если сква­ жина уже работает, нужно установить низкий постоянный дебит и поддерживать его в течение нескольких часов. В результате забойное давление возрастет, и часть свободного газа, а может быть, и весь газ, выделившийся в призабойной зоне пласта (ПЗП), снова раство­ рится в нефти. После этого следует закрыть скважину на достаточно продолжительный период, чтобы вследствие постоянного увеличе­ ния среднего давления весь оставшийся свободный газ снова раство­ рился в нефти, притекающей в скважину. Когда известно или есть основания полагать, что пластовое давление изначально равнялось

давлению насыщения, отбирать глубинную пробу нужно до того, как скважина будет снова пущена в работу. Если известно, что нефть из­ начально недонасыщена, то отбирать пробу можно и в работающей скважине, если дебит настолько мал, что забойное давление остается выше давления насыщения. Когда скважина правильно подготовлена, обычно удается отобрать представительную пробу.

Одним из главных недостатков этого метода является то, что ото­ брать из скважины можно лишь пробу небольшого объема. Объем ти­ пичных пробоотборников составляет лишь несколько литров. Поэто­ му для проверки того, насколько соотношение газа и нефти в пробе соответствует естественному для данных пластовых условий, следует отобрать несколько проб и сравнить давления насыщения, определен­ ные по ним при температуре окружающего воздуха на прискважин­ ной площадке в месте отбора проб. Это можно сделать с помощью ртутного измерительного пресса и точного манометра, присоединен­ ных к пробоотборнику. Обычно в камере пробоотборника находятся и нефть и свободный газ, что обусловлено снижением температуры при подъеме пробоотборника из скважины на поверхность. Нагне­ танием ртути повышают давление в камере до тех пор, пока не будет достигнуто давление насыщения, соответствующее температуре окру­ жающего воздуха, и весь газ не растворится в нефти. Этот момент лег­ ко фиксируется, поскольку при достижении давления насыщения и, соответственно, переходе от двухфазной системы к однофазной про­ исходит отчетливое изменение сжимаемости флюидов в камере. Если на скважине экспериментально установлено, что давление насыщения нескольких последовательных проб заметно отличается, это означа­ ет либо неисправность пробоотборника, либо неудовлетворительную подготовку скважины к отбору проб.

Кроме того, перед отбором проб необходимо определить по резуль­ татам исследования скважины статическое пластовое давление и тем­ пературу. Более подробные сведения о технике отбора проб пластовой нефти приведены в работах 2 и 3, указанных в списке литературы в конце этой главы.

Ь) Получение рекомбинированных проб

Для получения таких проб на поверхности отбирают некоторые объемы нефти и газа из сепаратора (трапа) и производят рекомбина­ цию пластовой нефти. Схема используемого для этого оборудования показана на рис. 2.7.

Рис* 2.7. Схема оборудования для получения рекомбинированных проб

пластовой нефти

Методика получения рекомбинированных проб заключается в том, что скважина работает несколько часов с постоянным дебитом, при этом измеряют газовый фактор как количество отсепарированного газа в ст. м3 на один ст. м3 нефти (кубический метр в нефтесборном резервуаре). Если это отношение остается неизменным за весь пери­ од измерений, то можно с уверенностью считать, что рекомбинация пластовой нефти с таким соотношением нефти и газа даст предста­ вительную пробу. На практике нужно сделать небольшую корректи­ ровку для определения фактического соотношения нефти и газа в рекомбинированной пробе. Это обусловлено тем, что, как показано на рис. 2.7, проба нефти отбирается при давлении и температуре се­ парации, в то время как газовый фактор определяется по отношению к стандартному кубическом метру в нефтесборном резервуаре. Та­ ким образом, для рекомбинации требуется пересчет:

Исходя из анализа размерностей, измеренный газовый фактор нужно умножить на коэффициент усадки, происходящей при пере­ ходе от условий сепарации к стандартным условиям. Обычно этот