К оглавлению

УДК 553.98

 

А. Г. Дурмишъян

О СВЯЗАННОЙ НЕФТИ В ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТАХ

Изучение газовых и газоконденсатных пластов месторождений Карадаг и Калмас Азербайджана показало, что в поровом пространстве этих пластов содержится не только газ и связанная вода, но и некоторое количество остаточной (после формирования) нефти. Последнее может быть установлено только по керновым данным.

Определение содержания остаточной нефти имеет исключительно важное значение, так как ее присутствие в газовых пластах существенно меняет подход к подсчету запасов газа, к решению различных газогидродинамических задач и освещает некоторые вопросы формирования подобных залежей.

В табл. 1 приведены данные лабораторных исследований кернов, поднятых колонковым долотом из продуктивных газоносных интервалов VII и VIII горизонтов месторождения Карадаг.

Из табл. 1 видно, что содержание связанной (остаточной) нефти в порах VII горизонта в газоконденсатной части залежи колеблется от 2,7 до 26,5 %, составляя в среднем (по 13 образцам) 12%. По VIII горизонту содержание нефти колеблется от 2,9 до 40%, составляя в среднем (по 8 образцам) 16,4%.

В газовых пластах месторождения Калмас содержание остаточной нефти больше: оно колеблется от 2,3 до 43,4%, составляя в среднем (по 12 образцам) 17,8% (табл. 2).

Наличие связанной нефти в газовых пластах месторождений Азербайджана не исключение. Это явление, несомненно, имеет место и на других газоконденсатных, газо-нефтяных месторождениях, исключая, возможно, некоторые чисто газовые месторождения.

Известно, что на ряде газоконденсатных месторождений Азербайджана значительно завышены запасы газа, подсчитанные объемным методом. Необходимо было выяснить основные причины существенной погрешности объемного метода с тем, чтобы этот метод сделать пригодным для подсчета запасов газа подобных месторождений.

На основании указанных выше данных установлено, что основная ошибка подсчета запасов газа объемным методом связана с неправильным определением коэффициента газонасыщенности. При подсчете запасов коэффициент газонасыщенности обычно определяется при помощи данных промысловой геофизики, но косвенно: сначала определяется значение водонасыщенности, после чего вычисляется газонасыщенность. Если, например, установлено, что коэффициент водонасыщенности равен 0,35, то коэффициент газонасыщенности 1-0,35 = 0,65.

Когда газонасыщенный пласт, кроме связанной воды, содержит некоторое количество связанной нефти, то при подсчете коэффициента газонасыщенности учитывается и она. Это приводит к существенному завышению коэффициента газонасыщенности и запасов газа, подсчитанных объемным методом.

Поэтому для точного определения коэффициента газонасыщенности нужно знать количество остаточной воды и остаточной нефти. Это еще раз подтверждает необходимость своевременной подготовки достаточного количества керновых данных.

Остаточная нефть существенно влияет на характеристику газового (газоконденсатного) пласта, поэтому при решении различных газогидродинамических задач и при постановке необходимых лабораторных опытов следует учитывать не только наличие этой нефти, но и ее процентное содержание в порах пласта.

Промысловые наблюдения показывают, что при нефтенасыщенности газового пласта до 30% объема пор нефть неподвижна. Ниже приведено несколько примеров, подтверждающих это положение.

Скв. 150 расположена в восточной части южного крыла Карадагской складки в центре газоконденсатной залежи VII-x горизонтов и фонтанирует из VIIa горизонта газом и конденсатом фильтр 3339- 3316 м. Нефтенасыщенность керна, поднятого из интервала 3331-3334 м, составила 18,5 и 26,5 %. Несмотря на это, нефть неподвижна, так как добываемый из этой скважины конденсат представляет собой светлую, прозрачную жидкость удельного веса 0,778, без смол и следов нефти.

1.     Скв. 130 расположена в центре газоконденсатной залежи VIII горизонта и фонтанирует газом и конденсатом (фильтр 4033-3993 м). Нефтенасыщенность керна, поднятого с глубины 4014-4020 м, составила 29%. Проницаемость этого образца оказалась 71 мд, пористость 18%, карбонатность 10%. Однако нефть в пласте неподвижна, так как в продукции скважины следы ее отсутствуют. Конденсат с момента ввода скважины в эксплуатацию представляет собой прозрачную жидкость удельного веса (начального) 0,777 без смол.

2.  Скв. 49 месторождения Калмас фонтанирует из нижнего апшерона газом с незначительным количеством (1,5 т/сутки) бесцветного, прозрачного конденсата (фильтр 1341-1347 м). Нефтенасыщенность керна, поднятого из глубины 1342- 1347 м, составляет 22,3%, проницаемость керна 31,9 мд, пористость 23,7%, карбонатность 12,4%. Судя по качеству добываемой продукции, остаточная нефть нижнего апшерона совершенно неподвижна.

В тех случаях, когда содержащаяся в газовом пласте нефть подвижна, в продукции скважин всегда наблюдается некоторое количество нефти. Газовые скважины подают газ, содержащий нефть, газоконденсатные скважины - газ и черный конденсат. В таких случаях конденсат представляет собой смесь обычного конденсата с нефтью. Такой конденсат содержит некоторое количество смол, удельный вес его зависит от содержания нефти в жидкой фазе и обычно превышает 0,779.

По промысловым данным подвижность нефти в газовом (газоконденсатном) пласте отмечается, когда нефтенасыщенность пласта достигает 40% и выше. Это видно из следующего примера.

Скв. 105 месторождения Калмас фонтанирует из I горизонта (фильтр 1541-1605 м) с суточным дебитом 70 тыс. м3 газа и 1,5 т черного конденсата. Удельный вес конденсата составляет 0,8123, содержание смол 11%. Исследования показали, что в 1,5 го жидкости содержится примерно 1 т конденсата и 0,5 т нефти.

Нефтенасыщенность керна, поднятого с глубины 1559-1575 м, оказалась 38,1 и 43,4%. Проницаемость первого образца составила 18,4 мд, второго - 28,2 мд. Таким образом, несмотря на высокую нефтенасыщенность указанного газового пласта (в среднем 40%) и удовлетворительную проницаемость, суточный приток нефти из пласта при депрессии 21 ат составляет лишь 0,5 т.

Таким образом, при остаточной нефтенасыщенности газоносного пласта порядка 0,4 нефть обладает слабой подвижностью.

В промысловой практике добыча черного (темного) конденсата наблюдается не только в скважинах, эксплуатирующих газоконденсатный пласт с высокой остаточной нефтенасыщенностью, но и в скважинах, расположенных вблизи газо-нефтяного контакта, где происходит вторжение нефти из нефтяной оторочки в газовую зону.

В тех случаях, когда скважина эксплуатирует газоконденсатный пласт с высокой остаточной нефтенасыщенностью, характеристика конденсата в процессе разработки заметно меняется: удельный вес конденсата непрерывно снижается, смолы постепенно исчезают, конденсат становится светлым. Указанные изменения являются результатами затухания фильтрации остаточной нефти в газоконденсатном пласте. Характерным примером в этом отношении могут служить данные скв. 120 площади Карадаг. Эта скважина вступила в эксплуатацию из VIII горизонта в мае 1956 г. Продукция ее состояла из газа и черного конденсата. Лабораторные исследования показали, что в конденсате содержалось до 20 % нефти. На основании этого был сделан вывод о том, что скв. 120 расположена в зоне газо-нефтяного контакта. Однако последующие факты не подтвердили такое предположение и показали, что скважина находится далеко от контакта нефть - газ. Характерно, что в течение 2-3 месяцев количество смол резко сократилось, конденсат стал светлым. Примерно через год следы нефти полностью исчезли из продуктов скважины (см. табл. 3).

Скважины, где наличие черного конденсата связано с вторжением нефти из нефтяной оторочки в газовую зону, сначала (до вторжения) подают светлый конденсат. По мере вторжения нефти, в результате проникновения к забою скважины некоторого количества нефти, конденсат постепенно темнеет, в составе его появляются смолы. В процессе дальнейшей эксплуатации в продукции скважин количество нефти увеличивается. Для примера в табл. 4 приведены данные по скв. 105, расположенной в районе газо-нефтяного контакта VII-х горизонтов месторождения Карадаг, где с 1959 г. отмечается вторжение нефти.

Выводы

1.     В поровом пространстве газовых и газоконденсатных пластов, кроме газа и связанной воды, содержится некоторое количество связанной нефти. Хотя наличие этой нефти установлено по месторождениям Азербайджана, однако это явление, по-видимому, имеет место и в других нефтегазоносных областях.

2.     Связанная нефть снижает газонасыщенность пласта. Поэтому если при подсчете запасов газа ее содержание не учитывается, то это приводит к завышению коэффициента газонасыщения и запасов газа, подсчитанных объемным методом.

3.     Связанная (остаточная) нефть существенно влияет на газогидродинамическую характеристику пласта, значительно снижает его газопроводность, а при нагнетании воды в пласт - гидропроводность. Поэтому, когда решаются газогидродинамические задачи или ставятся лабораторные опыты по фильтрации и вытеснению и при этом не учитывается наличие остаточной нефти в газовом пласте, то результаты исследований оказываются сомнительными.

4.     В тех случаях, когда содержание нефти в газовом пласте не превышает 30% объема пор, нефть, как правило, в пласте неподвижна, при содержании 40% нефть в газовом пласте приобретает мобильность и слабо фильтруется. В таких случаях чисто газовые скважины продуцируют газом с незначительным количеством нефти, газоконденсатные скважины - газом и черным конденсатом, представляющим собой обычный конденсат, смешанный с нефтью. Однако в процессе эксплуатации содержание нефти в конденсате постепенно снижается и в ряде случаев она полностью исчезает. При более высоком содержании нефти в пласте скважины работают со значительным количеством нефти в газе (например, горизонты VI-VII3 Карадага). В таких случаях, наоборот, в процессе эксплуатации наблюдается снижение количества газа.

НПУ Карадагнефтъ

 

Таблица 1

№ скв.

Горизонт

Интервалы отбора кернов, м

Нефтенасыщенность керна, %

135

VII

3643-3648

3,8

135

VII

3660-3665

11,9

135

VII

3660-3665

21,9

180

VIIa

3486-3487

2,7

150

VII

3234-3235

2,8

150

VIIa

3331-3334

18,5

150

VIIa

3331-3334

26,5

155

VII

2587-2591

16,4

155

VIIa

2672-2677

8,9

70

VIIa

3097-3100

2,6

208

VII

2280-2282

9,8

115

VIIa

3451-3452

7,5

115

VIIa

3451-3452

15,4

147

VIII

3975-3980

17,0

147

VIII

3975-3980

7,0

147

VIII

3975-3980

21,0

147

VIII

3975-3980

12,0

130

VIII

4014-4020

29,0

216

VIII

3844-3848

5,0

212

VIII

3082-3087

37,0

212

VIII

3087-3090

40,0

177

VIII

3532-3533

2,9

 

Таблица 2

скв.

Горизонт

Интервал отбора керна, м

Нефтенасыщенность керна, %

Результаты опробования

105

I

1542-1553

8,50

Газ

105

I

1559-1575

38,10

То же

105

I

1559-1579

48,30

»

105

I

1575-1585

28,90

Не опробована

105

I

1575-1585

5,40

То же

105

I

1575-1585

39,40

»

106

I

1722-1726

8,97

Газ

106

I

1722-1726

2,31

То же

110

I

1612-1619

5,80

»

110

I

1703-1708

2,60

»

110

I

1703-1708

8,50

»

49

Нижний ашперон

1342-1350

22,30

 

 

Таблица 3

Дата

Удельный вес конденсата

Содержание смол, %

17/V 1956 г.

0,801

4,5

18/V 1956 г.

0,799

4,0

19/VI 1956 г.

0,792

3,5

29/VIII 1956 г.

0,783

2,5

8/ХII 1956 г.

0,780

1,5

14/V 1957 г.

0,778

1,0

18/VII 1957 г.

0,776

1,0

1/II 1958 г.

0,767

-

3/IV 1958 г.

0,762

-

 

Таблица 4

Дата

Удельный вес конденсата

Фракции, выкипающие при температуре свыше 300° С, %

Содержание смол, %

1/I 1959 г.

0,762

2

 

1/I 1960 г.

0,765

5

2

1/I 1961 г.

0,774

15

3,5

1/I 1962 г.

0,800

20

6

1/Х 1962 г.

0,820

35

12