Об оценке соотношения объемов газовой и жидкой фаз в нефтегазоконденсатных залежах по данным лабораторного моделирования
Т. П. Жузе, Г. Н. Юшкевич
Известно, что в многокомпонентных углеводородных двухфазных системах распределение компонентов по фазам зависит не только от температуры, давления и природы компонентов, но и от их относительного содержания в системе, т.е. от ее состава. Эта общая закономерность, согласующаяся с правилом фаз, подтвердилась при изучении растворимости нефтей в природных углеводородных газах при повышенных давлениях и температурах [1]. Установили, что если при постоянной температуре и давлении изменять соотношение объемов нефти (Vн) и конденсатного газа (Vкг), то состав газовой и жидкой фаз системы также меняется. С увеличением отношения Vн/Vкг газовая фаза обогащается компонентами нефти, а при уменьшении обедняется. В первом случае в газовую фазу переходят более высококипящие фракции нефти, чем во втором случае, в связи с чем их удельный и молекулярный веса оказываются выше, чем у фракций нефти, растворившихся в газе при меньших величинах Vн/Vкг. Эту особенность фазового равновесия многокомпонентных углеводородных двухфазных систем, ярко проявляющуюся при повышенных давлениях, можно использовать и для решения обратной задачи - для суждения по составу фаз об их объемном соотношении в системе.
В принципе, по-видимому, такое суждение распространяется и на некоторые системы, существующие в природе, например, на особые типы глубоко залегающих нефтяных месторождений (газоконденсатные с нефтяной оторочкой или нефтяные с большой газовой шапкой). В литературе уже описаны хорошо совпавшие с промысловыми наблюдениями лабораторные исследования фазового равновесия в газоконденсатных месторождениях [2, 3]. В месторождениях с высокими пластовыми давлениями газовая фаза обогащена бензиновыми и керосиновыми фракциями нефти, а испарение и конденсация имеют аномальный характер. Понижение давления приводит к конденсации компонентов нефти из газовой фазы, а повышение давления - к дополнительному испарению нефти в газовую фазу.
В последнее десятилетие в связи с бурением на большие глубины нефтегазоконденсатные месторождения встречаются все чаще. Для полного оконтуривания газоконденсатной и нефтяной зон, позволяющего судить о размерах месторождений и определяющего метод эксплуатации, как известно, требуется много времени, особенно если залежь хотя бы частично погружена в море. Было бы полезно привлечь физико-химический метод исследования для суждения о соотношении объемов фаз в залежи, который позволил бы получить ориентировочную оценку соотношения в сравнительно короткий срок.
Первым этапом решения такой задачи должно явиться экспериментальное уточнение характера зависимости состава фаз от их объемного соотношения на образцах нефти и конденсатного газа залежи, в которой нужно знать объемное соотношение фаз. Уточнение необходимо из-за разнообразия группового углеводородного состава нефти и конденсатного газа в различных залежах. При этом очень важно отобрать для эксперимента образцы газоконденсатной и жидкой фаз рассматриваемой залежи в начале эксплуатации, когда еще не нарушено термодинамическое равновесие между фазами, установившееся за длительное геологическое время.
Зависимость состава фаз от их объемного соотношения при постоянной температуре и давлении нами уточнена на образцах конденсатного газа и нефти месторождения Карадаг. К сожалению, образцы не были равновесными, так как отбирались из седьмых горизонтов этого месторождения (скв. 160 и 204) после его четырехлетней эксплуатации.
Месторождение Карадаг, расположенное на юго-западе Апшеронского полуострова, в первые годы эксплуатации рассматривалось как газоконденсатное. В 1958 г. скв. 204, пробуренная в море, на глубине 4010 м вскрыла нефтяную зону залежи седьмых горизонтов.
Характеристика стабилизированной нефти следующая (газовый фактор 200-210 м3/т).
|
Удельный вес d420 |
0,8678 |
|
Молекулярный вес |
256 |
|
Содержание (%) фракций, выкипающих: |
|
|
до 100° |
4 |
|
до 200° |
17 |
|
до 300° |
39,5 |
Размер зоны пока не известен, так как она находится в море и для ее оконтуривания нужно продолжать бурение. Если нефтяная зона окажется намного меньше газоконденсатной, то месторождение будет отнесено к категории газоконденсатных с нефтяной оторочкой. Если же выяснится, что нефтяная зона большая, то месторождение будет рассматриваться как нефтяное с большой газовой шапкой. Метод эксплуатации этих залежей различен.
В связи с тем, что Карадагское месторождение эксплуатировалось без поддержания пластового давления, среднее пластовое давление по седьмым горизонтам за 4 года разработки упало с 385 до 325 ат, а среднее содержание конденсата в газоконденсатной зоне снизилось со 179 до 120 г/м3, в основном из-за выпадения из газовой фазы наиболее высококипящих компонентов конденсата, впитанных песками газовой зоны залежи. Поэтому средний удельный вес конденсата за прошедшие годы значительно снизился. Из скважины 160, вскрывшей газоконденсатную зону залежи седьмых горизонтов (средняя глубина перфорации 3493 м, пластовое давление 270 ат, температура 87°), были отобраны из трапа конденсат и газ, имеющие следующие характеристики.
|
Удельный вес газа по отношению к воздуху |
0,640 |
|
Содержание метана в газе, % |
93 |
|
Удельный вес конденсата |
0,7705 |
|
Молекулярный вес конденсата |
121 |
|
Содержание (%) в конденсате фракций, выкипающих: |
|
|
до 100° |
11 |
|
до 200° |
68 |
|
до 300° |
93 |
|
до 345° |
97,5 |
Первая серия опытов была проведена при температуре 100° и давлении 400 ат, т. е. в условиях, близких к условиям, существовавшим в районе контакта газоконденсатной и нефтяной зон залежи к началу эксплуатации [4].
В термостатируемый сосуд (1,4 л) высокого давления вводили конденсат, газ и нефть, количество которых рассчитывалось заранее так, чтобы получить в условиях опыта определенное соотношение объемов газоконденсатной и жидкой фаз (При расчете учитывалось количество газа, растворяемое в нефти в условиях опыта; объемы газа и конденсата удовлетворяли газоконденсатному фактору скв. 160.). При помощи длительного перемешивания системы устанавливали равновесие между фазами и после отстоя отбирали пробы газовой и жидкой фаз на анализ.
Затем сосуд освобождали от системы, мыли и вновь наполняли газом, конденсатом и нефтью, но в таких количествах, чтобы получить другое объемное соотношение фаз в тех же условиях опыта (при 100° и 400 ат). После установления равновесия отбирали пробу газовой и жидкой фаз на анализ. Потом проводили опыт при новом соотношении объемов фаз и т.д.
В отобранных пробах газовой фазы определяли содержание конденсата, его удельный и молекулярный веса и фракционный состав разгонкой по Энглеру. Жидкую фазу также характеризовали разгонкой, уд. весом и молекулярным.
Отметим, что все опыты проводили без введения в сосуд твердой фазы, моделирующей породу-коллектор залежи, так как за длительное геологическое время сосуществования газовой, жидкой и твердой фаз в залежи уже протекали все возможные адсорбционные процессы, которые в принципе могут изменять общий состав системы. С такой точки зрения твердую фазу залежи в настоящее время можно рассматривать как инертный наполнитель. В связи с этим введение ее в сосуд вызвало бы только нежелательное уменьшение его объема.
Если же вводить в сосуд в качестве модели коллектора образец чистого песка или глины, то в загружаемой системе будут протекать адсорбционные процессы, которые вызовут недопустимое изменение общего состава системы.
Первая серия опытов была проведена при объемных соотношениях жидкой и газовой фаз, равных в условиях опыта 0,80; 0,42; 0,28 и 0,20. Причем было выяснено, что количество конденсата в газовой фазе в этих опытах последовательно уменьшалось и составляло соответственно 245, 216, 206 и 197 г/м3.
Зависимость содержания конденсата в газовой фазе от объемного соотношения фаз (рисунок) при температуре 100° и давлении 400 ат прямолинейна (1). Такая же зависимость (2) обнаружена при опытах (температура 100°, давление 385 ат) с тем же образцом конденсатного газа из скв. 160 и образцом нефти из скв. 204, несколько обогащенной нами легкими фракциями (удельный вес ее равнялся 0,8586 вместо 0,8678 исходной нефти).
Кроме того, ставились три опыта при температуре 100°, давлении 370 ат и близких соотношениях Vн/Vкг, равных 1:3; 1:3,25; 1:3,50. Конденсата в газе в этих условиях содержалось соответственно 0,145; 0,139 и 0,134 г/м3. Сопоставление кривых разгонок конденсатов, полученных в первой и второй серии опытов, указывает на закономерное изменение их фракционного состава с уменьшением объемного соотношения жидкой и газовой фаз в опыте. По мере уменьшения этого соотношения наблюдалось постепенное обогащение конденсатов легкими компонентами, в связи с чем их удельный и молекулярный веса понижались. Так, например, в конденсатах, полученных в первой серии опытов при соотношениях Vн/Vкг равных соответственно 0,80; 0,38; 0,28 и 0,20, процентное содержание фракций, выкипающих до 150°, последовательно увеличивалось и составляло соответственно 39, 43, 45 и 46%. Выход фракций, выкипающих до 200°, составил при этом 57; 60; 61,5 и 63,9%. Удельные веса конденсатов изменялись от 0,782 до 0,777, а молекулярные веса - от 138 до 132.
Аналогично изменялись свойства жидкой фазы (нефти) с уменьшением объемного соотношения жидкой и газовой фаз. Так, в жидких фазах, отобранных в первой серии опытов, содержание фракций, выкипающих до 150°, последовательно увеличивалось с 1,5 до 4,5%; фракций, выкипающих до 200°, - с 7,3 до 10%. Удельные веса жидких фаз при этом уменьшились с 0,878 до 0,872, а молекулярные с 274 до 251.
Все опыты, проведенные на образцах нефти, газа и конденсата Карадагского месторождения, показали, что зависимость состава фаз от их объемного соотношения в условиях опыта проста и носит вполне определенный характер. Если провести такую же серию экспериментов на равновесных образцах сосуществующих фаз, отобранных в самом начале эксплуатации залежи с глубин, близких к зоне газонефтяного контакта, то, имея данные о составе фаз залежи, можно было бы судить о вероятном объемном соотношении в ней газовой и жидкой фаз.
Сопоставление результатов опытов, проведенных на образцах из вновь открываемых залежей, с геологическими и промысловыми данными должно выявить точность определения, основанного на лабораторных опытах.
ЛИТЕРАТУРА
1. Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н. Изв. АН СССР, ОТН, № 11 и № 12, 1957.
2. Rodgers I.К., Harrison N.Н., Rеgiеr S.J. Petrol. Technol. 10, № 6, 127, 1958.
3. Oxford С.W. and Huntington R.L.J. Petrol. Technol. 5, № 5, 15, 1953.
4. Петрушевский E.H. и Дypмишьян А.Г. Изв. Высш. учебн. завед. Нефть и газ, № 3, 55, 1959.
ИГ и РГИ МГ и ОН СССР
