|
УДК 553.98.001.5:622.244.6 |
Определение фазового состояния пластового флюида в процессе исследований разведочных скважин
Г.Р. ГУРЕВИЧ (МИНГ), Н.Н. ДУРИЦКИЙ, Л.В. КУРИЛЮК (Черниговнефтегазгеология)
Используемые в настоящее время методы определения фазового состояния пластового флюида в термобарических условиях продуктивного горизонта основаны на изучении проб пластовых смесей, отобранных в процессе специальных исследований скважин. Способ отбора зависит от того, в каком фазовом состоянии находится флюид в пласте [4,5].
При разведке глубокозалегающих продуктивных горизонтов применение указанных способов нередко не позволяет однозначно определить, является ли исследуемая пластовая смесь газоконденсатной с высоким содержанием конденсата или нефтегазовой с высоким содержанием газа. Объясняется это тем, что с ростом пластовых давлений и температур многие свойства упомянутых смесей (плотность жидкой равновесной фазы, ее групповой УВ-состав, соотношение газа и жидкости в термобарических условиях сепарации в наземном оборудовании) отличаются незначительно. Поэтому во многих случаях газоконденсатные залежи исследуются как нефтяные и наоборот, что вызывает значительные потери УВ и отражается на представительности проб. Нередко это приводит к искажению нашего представления о фазовом состоянии пластового флюида.
Методы распознавания образов, основанные на использовании результатов исследования продуктивных горизонтов с помощью способов [4, 5], не устраняют их недостатки. В работах [1-3] предлагаются методы определения ряда физических свойств пластового флюида без отбора пробы. Однако они предназначены для исследования свойств продукции только нефтяных скважин и поэтому могут быть использованы лишь в том случае, когда фазовое состояние пластового флюида уже определено, например, по результатам опробования соседних скважин.
Предлагаемый способ оценки фазового состояния пластовых смесей также не требует отбора их проб в процессе исследования скважины и основан на учете ретроградных явлений, присущих газоконденсатным системам и не проявляемых нефтегазовыми смесями при изотермическом изменении давления.
Метод состоит в следующем.
После освоения скважины, что обычно фиксируется по отсутствию технической воды в ее продукции, приступают к отбору пластового флюида. Затем в скважину спускают глубинный манометр и производят поинтервальный замер давления по ее стволу (снимают эпюру давлений). Потом скважину останавливают для снятия КВД. В остановленной скважине через каждые 6-12 ч снимают эпюры давлений.
Если в ее стволе пластовый флюид находится в двухфазном парожидкостном состоянии, то на каждой эпюре давлений фиксируется излом кривой. Он появляется в результате изменения закономерности распределения давления по стволу скважины при переходе флюида из одной фазы в другую. Излом соответствует границе контакта газовой и жидкой фаз, а следовательно, высоте столба жидкости в стволе остановленной скважины. Высоту столба жидкости уточняют по изменению плотности флюида по стволу скважины:
где 
- перепад давлений (МПа) в
интервале глубин замера давлений 
, м;
- ускорение свободного падения (9,81 м/с);
- плотность, кг/м3.
Поскольку плотности газовой и жидкой фаз различаются в 1,5-2 раза, то по резкому их изменению можно судить о расположении границы газ - жидкость. По перемещению излома на эпюрах давлений, снятых в остановленной скважине, судят о движении столба жидкости в ее стволе. Если высота столба жидкости понижается, то в скважину поступила газоконденсатная смесь, если повышается - то нефтегазовая. Объясняется это следующими причинами. При вскрытии скважиной газоконденсатного пласта в ее стволе вследствие падения давления из смеси выделяется газовый конденсат. При больших скоростях движения газоконденсатной смеси капли газового конденсата, как правило, не успевают образовать единую фазу, поэтому скачков на эпюре давления не наблюдается.
В остановленной скважине выделившийся конденсат собирается на забое скважины, образуя столб жидкости. Повышение давления в ее стволе приводит к ретроградному испарению последней и высота столба ее снижается. На снижение высоты столба в остановленной газоконденсатной скважине могут влиять также «эффект регенерации давления» вследствие барботажа газа, поступающего в скважину в первое время после ее остановки через столб жидкости, а также обычный переток жидкости из НКТ в затрубное пространство.
Если в скважину после ее освоения из пласта поступала нефтегазовая смесь, то динамика эпюр давлений и границы раздела газ - жидкость в стволе скважины значительно сложнее. Обычно из жидкости, поступающей в скважину, выделяется газ, причем это происходит при термодинамически неравновесных условиях по всему объему, занимаемому жидкостью. Поэтому в работающей скважине может образоваться несколько газовых зон, что фиксируется рядом изломов на эпюре давлений.
В остановленной скважине газовые пузыри соединяются. В результате продолжающегося в первое время в нее притока пластовой смеси начинается восстановление давления, и газ растворяется в жидкости. Это происходит в замкнутом объеме и сопровождается снижением давления. Растворение газа протекает значительно медленнее, чем его выделение. Поэтому в первые часы после остановки скважины рост давления вследствие притока нефти в скважину из призабойной зоны превышает его падение, вызванное растворением газа в жидкости. В результате давление в скважине будет увеличиваться.
Затем приток нефти в скважину ослабевает и практически прекращается, а падение давления из-за протекающего процесса растворения продолжается, и давление в ней начинает снижаться. Снижение давления будет происходить до тех пор, пока не установится термодинамическое равновесие между газовой и жидкой фазами.
Повышение давления в остановленной нефтегазовой скважине будет приводить к растворению газа в жидкости, в результате чего объем жидкости увеличивается и высота столба ее растет. Эта картина осложняется при различных соотношениях скоростей регенерации давления и растворения газа в жидкости при наличии и отсутствии притока жидкости из призабойной зоны в скважину. Все это может привести к колебанию границы раздела газ-жидкость в первое время после остановки скважины. Однако после восстановления пластового давления процесс растворения газа в жидкости становится доминирующим, и высота столба жидкости в стволе скважины будет расти.
На рисунке приводятся эпюры давлений, снятые при исследовании скв. 2 Нынивского месторождения (пласт В-26, интервал перфорации 3480-3485 м) и скв. 8 Коржевского месторождения (пласт В-20, интервал перфорации 4360-4364 м). После освоения скв. 2 дебит газа при 10-мм штуцере составлял 167 тыс. м3/сут, УВ-жидкости - 225 м3/сут, в скв. 8 при 8-мм штуцере соответственно 51,6 тыс. м3/сут и 120 м3/сут.
Отсутствие скачка на кривой 1 (см. рисунок, а) позволяет предположить, что в стволе работающей скважины пластовый флюид находится в однофазном состоянии. Как следует из табл. 1, плотность его соответствует плотности газа или газоконденсатной смеси в газообразном состоянии. Изломы на кривых 2-4 определяют высоту столба жидкости в остановленной скважине. Видно, что по мере восстановления давления высота столба жидкости снижается. Это подтверждается результатами расчетов плотности флюида (см. табл. 1). Таким образом, после освоения скважины в нее поступала газоконденсатная смесь в газообразном состоянии. При исследовании скв. 8 после ее освоения на кривой 1 (см. рисунок, б) также не обнаружены изломы. Однако, как показывают результаты расчета плотности флюида (табл. 2), в стволе скважины он находился в жидком состоянии. Несколько изломов на кривой 5 свидетельствуют о том, что здесь образовалось несколько газовых и жидких зон. Это подтверждается результатами расчета плотности флюида (см. табл. 2). Кривые 4,6 имеют только по одному четко выраженному излому, фиксирующему положение высоты столба жидкости, что видно также по изменению плотности флюида в стволе скважины. Высота столба жидкости при этом растет. Следовательно, после освоения скважины в нее поступала нефтегазовая смесь в жидком состоянии.
Исследования пластовой смеси, выполненные на установке PVT по стандартной методике проб, подтвердили вывод о фазовом состоянии пластовых смесей, базирующийся на изменении высоты столба жидкости в стволе скважины.
Таким образом, предложенный метод анализа результатов исследования разведочных скважин позволяет оценивать фазовое состояние пластового флюида без отбора пробы, т. е. делать предварительный прогноз типа залежи и проводить более обоснованный отбор проб пластового флюида.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. А. с. № 625027 [СССР]. Способ определения давления насыщения нефти газом / М.Т. Абасов, Э.X. Азимов, А.М. Кулиев и др. Опубл. в Б. И., 1978, № 5.
2. А. с. № 819596 [СССР]. Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине / А.М. Кулиев, О.М. Чарыев, Ш.А. Джаруклаев и др. Опубл. в Б. И., 1981, № 3.
3. А. с. № 1059154 [СССР]. Гидродинамический способ определения давления насыщения нефти газом / К.С. Юсупов, В.И. Леонов. Опубл. в Б. И., 1983, № 45.
4. Инструкция по исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М., Недра, 1980.
5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М., Недра, 1983.
Таблица 1 Изменение плотности (кг/м3) флюида по стволу газоконденсатной скважины
|
Интервал глубин, м |
Работающая скважина |
Остановленная скважина |
||
|
через 6 ч |
через 12 ч |
через 24 ч |
||
|
0-1000 |
298 |
310 |
301 |
302 |
|
1000-2000 |
303 |
318 |
300 |
308 |
|
2000-2500 |
311 |
328 |
326 |
316 |
|
2500-3000 |
- |
413 |
489 |
326 |
|
3000-3250 |
306 |
550 |
570 |
468 |
|
3250-3460 |
- |
586 |
611 |
662 |
Таблица 2 Изменение плотности (кг/м3) флюида по стволу нефтегазовой скважины
|
Глубина, м |
Работающая скважина |
Остановленная скважина |
||
|
через 3 ч |
через 24 ч |
через 48 ч |
||
|
0-500 |
337,9 |
186,8 |
231,4 |
228 |
|
1000 |
- |
532,6 |
213,0 |
213 |
|
1500 |
553,9 |
404,8 |
332,0 |
512 |
|
2000 |
- |
411,8 |
508,8 |
531 |
|
2500 |
394,5 |
517,4 |
525,2 |
512 |
|
3000 |
- |
353,8 |
550,6 |
528,6 |
|
3500 |
400 |
473,4 |
460,6 |
544 |
|
4000 |
- |
340 |
441,0 |
- |
|
4350 |
366 |
220 |
451,0 |
449 |
Рисунок Эпюры давлений в НКТ скв. 2 Нынивского месторождения, пласт В-26 (а) и скв. 8 Коржевского месторождения, пласт В-20 (б):
1 - при работе скважины после ее освоения; после остановки скважины: 2 - через 6 ч, 3 - через 12 ч, 4 - через 24 ч, 5 - через 3 ч, 4 - через 48 ч