|
©Г.П. Былинкин, 2006 |
ОЦЕНКА ФАЗОВОГО ПЕРЕХОДА ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
Г.П. Былинкин (НВНИИГГ)
По мере возрастания глубины бурения в общем объеме открытий новых месторождений УВ-сырья ощутимо возрастает доля околокритических пластовых флюидов с высоким газо- и конденсатосодержанием. В этих системах плотность дегазированных нефтей может снижаться до 770 кг/м3, а конденсатов - увеличиваться до 840 кг/м3. Это наглядно видно на графике зависимости плотности жидких сепарированных УВ от глубины их погружения во всем вскрытом диапазоне осадочной толщи глубокопогруженных нефтегазоносных регионов (рис. 1) [2]. Представленные графические данные показывают, что по мере погружения месторождений происходит направленное сближение свойств сепарированных нефтей и конденсатов. Начиная с глубины 3500 м, в области повышенных давлений и температур, характерных для глубокопогруженных месторождений, диапазон изменения плотности сепарированных флюидов существенно сужается до 770-830 кг/м3. Увеличение плотности конденсатов и уменьшение плотности дегазированных нефтей приводят к нивелированию их различий. При этом на глубине более 5000 м встречаются нефти, плотность которых в стандартных условиях существенно ниже по сравнению с конденсатами. Это характерно для однофазных месторождений нефти. В противоположность этому в двухфазных залежах, в пределах нефтяных оторочек, плотность нефтей с глубиной существенно возрастает (типичный пример - Карачаганакское месторождение).
В отличие от региональной направленности в отдельных нефтяных и газоконденсатных залежах встречаются случаи, когда общепризнанные зависимости изменения свойств флюидов либо не проявляются, либо имеют противоположную направленность.
Все это свидетельствует о том, что традиционные методы распознавания типа залежи по физикохимической характеристике жидкого флюида, справедливые для неглубокопогруженных месторождений [3], становятся недостаточно информативными при анализе глубокопогруженных залежей. Основная сложность заключается в том, что эти пластовые флюиды могут находиться в околокритическом состоянии, когда при незначительном изменении газосодержания происходит резкое изменение критической температуры (Тc). В связи с этим пластовая смесь при одном и том же составе жидкого флюида может находиться как в газообразном (Тi > Тс), так и жидком (Ti < Тс) состоянии.
Фактические данные по исследованию фазового состояния пластовых флюидов [1,3] свидетельствуют о том, что имеется весьма широкий перекрывающийся граничный интервал переходной зоны из нефтяного состояния в газоконденсатное и наоборот. При этом не существует однозначного определения граничных значений плотности флюида и газосодержания (GLR). Так, в работе Дж. Амикса, Д. Басса, Р. Уайтинга (1962) в качестве критерия перехода из нефтяного состояния в газоконденсатное дается газосодержание на уровне 1200 стм3/стм3, при этом нефти с высокой и низкой усадкой должны характеризоваться плотностью 780-850 кг/м3. Наиболее низкие значения этих параметров в переходной зоне определяются по исследованиям Ч. Кронквиста (1979), согласно которым интервал неопределенности ограничивается газосодержанием от 270 до 620 стм3/стм3 при плотности сепарированных товарных жидкостей от 720 до 880 кг/м3. Экспериментальные исследования фазовых переходов нефтяных и газоконденсатных систем Прикаспийской, Днепровско-Донецкой впадин и Восточного Предкавказья, охватывающих практически весь диапазон состава природных пластовых смесей, подтверждают существование широкого диапазона переходной зоны (рис. 2). Из этого следует, что неоднозначность различных определений значений переходной зоны фазового изменения пластовых систем обусловлена различием состава флюидов, анализируемых этими исследователями, поскольку установлено, что значение критического газосодержания (GLRC), при котором пластовый флюид может переходить из жидкого состояния в газообразное и наоборот, определяется составом газовых и жидких (С5+) компонентов и температурой.
При увеличении молекулярной массы УВ-газов и компонентов С5+ критическое газосодержание увеличивается, а при возрастании температуры - уменьшается. Введение в систему сероводорода повышает критическое газосодержание (Былинкин Г.П., Урусов А.В., Матросова А.Н., 1992). Объяснение приведенной направленности изменения критического газосодержания заложено в значениях критических температур исходных компонентов пластовой смеси. Сравнительная характеристика значений критических газосодержаний при изменении состава газа, высокомолекулярных компонентов и температуры на примере исследования бинарных смесей приведена в таблице. В свете изложенного становятся объяснимы причины изменения критического газосодержания в глубокопогруженных пластовых смесях. Особенно четко влияние состава газа на возрастание критического газосодержания видно на примере Тенгизского месторождения (см. рис. 2), отличающегося присутствием в составе газовой фазы значительных концентраций сероводорода и гомологов метана.
Сложность фиксации критического газосодержания заключается в том, что в газоконденсатной системе, находящейся в околокритической точке, при небольшом снижении давления выпадает большое количество насыщенной ретроградной жидкости, из которой одновременно происходит выделение пузырьков газа, а в нефтяной системе отмечается выделение большого объема газа, насыщенного компонентами С5+, которые выпадают также, как и в газоконденсатной системе. В связи с этим для объективной оценки критического газосодержания высоконасыщенной пластовой системы необходимо проведение экспериментального моделирования изотермических процессов контактного разгазирования и конденсации при дискретном изменении начального газосодержания рекомбинированных проб. При этом составы жидкости и газа сепарации, положенных в основу рекомбинации, должны быть неизменными. Получаемая серия изотерм изменения объема жидкой фазы при снижении давления позволяет однозначно определить критическую область по газосодержанию, в которой происходит фазовое изменение системы (Былинский Г.П., Брусиловский А.И., 1991). На примере исследования летучей нефти отчетливо видно, что критическое газосодержание рассматриваемой смеси при изменении газосодержания находится в диапазоне 880-1000 стм3/стм3 (рис. 3). Это обосновывается тем, что при газосодержании 880 стм3/стм3 и ниже система ведет себя как нефтяная (при снижении давления уменьшается количество жидкой фазы за счет выделения газа), а при газосодержании 1000 стм3/стм3 и выше - как газоконденсатная (при снижении давления количество жидкой фазы возрастает за счет выпадения конденсата, а затем уменьшается при его ретроградном испарении). Аналогичная картина отмечается при изменении температуры для постоянного состава пластового флюида (см. рис. 3). На фазовой диаграмме давление - газосодержание демонстрируются изоплеры равного содержания жидкости (рис. 4). В качестве граничного уровня между однофазным и двухфазным состояниями пластового флюида нанесена кривая насыщения (Ps), на которой часть кривой левее критической точки представляет давление начала кипения (Рb), а правее - давление начала конденсации (Pd). Ордината, проходящая через критическую точку, соответствует критическому газосо- держанию при температуре исследования. По мере приближения к критической точке изотермы сгущаются, и, следовательно, при небольшом снижении давления (ниже Рb) происходит выделение большего объема газа, что и является характерным признаком летучей нефти [1].
Летучие нефти занимают промежуточное положение между типичными нефтяными и высоконасыщенными газоконденсатными системами и требуют нетрадиционного подхода при экспериментальном исследовании, подсчете запасов и разработке месторождений. Если предельный уровень существования летучих нефтей однозначно определяется критическим газосодержанием, то оценка граничного значения перехода тяжелых нефтей к летучим остается проблематичной (Наибольший вклад в изучение этого вопроса внесли исследования Ч.Кронквиста [1], согласно которым критериями граничной зоны перехода от тяжелой нефти к летучей являются: пропорциональность усадки нефти падению давления, газосодержание на уровне 270 стм3/стм3, объемный коэффициент пластовой нефти 1,75 и плотность сепарированной нефти 825 кг/м3.), поскольку в этой зоне осуществляется постепенное изменение состава и термодинамических свойств нефти.
Учитывая
практическую важность этого вопроса, было проведено экспериментальное и
математическое моделирование по дифференциальному разгазированию нефтей с
изменением начального газосодержания в диапазоне, охватывающем интервал
неопределенности. Исходным материалом послужили пластовые нефти месторождения
Карачаганак с плотностью в стандартных условиях 818,4 (легкая); 856,4 (средняя)
и 874,2 (тяжелая) кг/м3. Сопоставление объемных коэффициентов
анализирумых нефтей с изменяющимися уровнями газосодержания приведено на рис. 5
(Для сравнительной характеристики были
использованы безразмерные значения давления и объемного коэффициента с
принятием начальных уровней при давлении насыщения за единицу на основе формул,
предложенных в работе [4, 5]. Для удобства восприятия по оси ординат вместо
коэффициента усадки нефти даны значения объемного коэффициента от 0 до 1 по
формуле b(отн.
ед. )=
где
-
объемные коэффициенты нефти, соответственно при давлении начала кипения,
текущем давлении и атмосферном давлении и пластовой температуре. ).
Во всех типах нефтей (легкая, средняя, тяжелая - по плотности дегазированной
нефти) существует сходная закономерная картина распределения характера изменения
объемного коэффициента нефти при вариациях начального газосодержания (см. рис.
5). В высокогазонасыщенных летучих нефтях наблюдается резкая усадка жидкости
при небольшом снижении давления ниже давления насыщения. В противоположность
этому, в нефтях с низким газосодержанием на начальных этапах снижения давления
в двухфазной области происходит довольно равномерное снижение объемного
коэффициента. При этом влияние температурного фактора даже в весьма широком
диапазоне изменения температур (от 80 до 170 °С) несущественно.
Следовательно, основным классификационным критерием летучести нефти является начальное газосодержание независимо от ее плотности в стандартных условиях. Поскольку при газосодержании ~ 300 стм3/стм3 усадка нефтей пропорциональна падению давления, то этот уровень можно рассматривать как граничный между летучими и нелетучими нефтями. Фактические данные по целому ряду месторождений из различных нефтегазоносных бассейнов (Хаянкорт, Ханкальское, Тенгиз, Акжар, Южная Луизиана, Белый Тигр, Дракон) подтверждают этот вывод (рис. 6), полученный на модельных рекомбинированных нефтях месторождения Карачаганак. Установленный граничный уровень разделения летучих и нелетучих нефтей подтверждается при исследовании PV-соотношений пластовых нефтей с изменяющимся начальным газосодержанием. Так, в легких и тяжелых нефтях характерная точка перелома ветвей однофазного и двухфазного состояний на PV-изотерме, по которой традиционно оценивают значение давления насыщения, не фиксируется при газосодержаниях более 300 стм3/стм3 (рис. 7). Выявленный универсальный критерий разграничения летучих и нелетучих нефтей прост в практическом применении, не требует проведения традиционного комплекса экспериментальных исследований по установлению зависимости усадки нефти от давления и позволяет по первичным промысловым данным классифицировать нефть для выбора информативного комплекса экспериментальных исследований. Для количественного определения степени летучести нефти предлагается использовать коэффициент летучести пластовой нефти
Kv = (GLR - 300)/(GLRc - 300).
В зоне перехода от обычных нефтей к летучим при газосодержании 300 стм3/стм3 этот коэффициент имеет нулевое значение и возрастает до 1 при предельном уровне существования летучих нефтей. При этом для экспрессного получения информации критическое газосодержание можно оценивать по составу пластовой нефти по уравнению фазовых равновесий.
Литература
1. Кронквист Ч. Оценка и разработка пластов с летучей нефтью // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1979. - № 4.
2. Чайковская Э.В. Прогноз нефтеносности больших глубин в разновозрастных бассейнах по данным глубокого бурения СССР и США // Обзор ВНИИгаз. - М„ 1973.
3. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983.
4. Viswanation К. Measurement of Bubble Size in Fluid Beds / K.Viswanation, D.S.Rao // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. - 1984.
5. Petroleum Engineering Handbook / Editor-in-Chief Howard B. Bradley, SPE, Richardson, TX, USA. - 1992.
With drilling activity increase in total scope of new discovered fields of hydrocarbons a share of paracritical formation fluids with high gas and condensate content significantly grows.
It is shown in the article that traditional methods of reservoir type recognition by physico-chemical characteristics of liquid fluid valid for shallow-located fields are unsufficiently informative for analysis of deep-buried reservoirs. Phase transition studies of oil and gas-condensate systems of Pre-Caspian, Dneprovsko-Donetsk depressions and Eastern Caucasus practically embracing the entire range of natural formation mixtures showed that for evaluating the phase state of formation fluids one should use a critical gas content.
Universal criterion of volatile and non-volatile oils was detected. It is simple in practical use, does not require the conducting of traditional complex of experimental tests to determine relationship between oil shrinkage and pressure and allows according to primary field data to classify oil for selection of an informative complex of experimental investigations. For quantitative determination of oil volatility extent it is suggested to use formation oil volatility factor.
|
Температура, °С |
115 |
138 |
170 |
|
Состав системы |
Критическое газосодержание, стМ3/стМ3 |
||
|
CH4-C10H22 |
980 |
800 |
720 |
|
СН4-С8Н12 |
760 |
650 |
600 |
|
С2Н6-С10Н22 |
- |
1020 |
800 |
|
С3Н8-С10Н22 |
- |
2000 |
1260 |
|
i-C4H10-C10H22 |
|
2520-2540 |
- |
|
n-С4Н10 -C10Н22 |
- |
2510-2540 |
- |
|
CO2-C10H22 |
980 |
820 |
750 |
|
H2S-C10H22 |
- |
2380 |
2000 |
|
N2-C10H22 |
- |
730-1035 |
- |
Рис. 1. ЗАВИСИМОСТЬ ПЛОТНОСТИ СЕПАРИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ ОТ ГЛУБИНЫ ПОГРУЖЕНИЯ (Р = 0,1 МПа, Т = 20 °С)
Залежи нефти (Прикаспийская, Бузулукская, Мексиканская, Меконгская впадины, Волгоградское Правобережье и Восточное Предкавказье): 1 - однофазные, 2 - двухфазные; 3- палеогипергенные нефти (Прикаспийская впадина, Торгайское и Равниное поднятия); 4 - газоконденсатные залежи (Прикаспийская, Днепровско- Донецкая, Бузулукская впадины)
Рис. 2. ДИАПАЗОН ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
1 - пластовая нефть; 2-переходная зона; 3- пластовый газ; 4 - фактическое газосодержание
Рис. 3. ИЗОТЕРМЫ ОБЪЕМА ЖИДКОЙ ФАЗЫ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ (А) И ТЕМПЕРАТУРЫ (Б) (от начального объема флюида при Ps) (скв. 6, месторождение Карачаганак (4938-4966 м)
1 - газосодержание (стм3/стм3) при вариантах рекомбинации на основе жидкости и газа сепарации; 2- критическая зона
Рис. 4. ФАЗОВАЯ ДИАГРАММА ЛЕТУЧЕЙ НЕФТИ (Т = 84 °С, Рi = 57,86 МПа, GLRc = 910 стМ3/стМ3) (скв. 6, месторождение Карачаганак (4938-4966 м)
GLRi - газосодержание на сепарированную дегазированную нефть, замеренное в сепараторе (р = 818,4 кг/м3)
Рис. 5. ЗАВИСИМОСТЬ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ОТ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ РАЗГАЗИРОВАНИИ (скв. 6 (А) и 33 (Б), месторождение Карачаганак)
1 - газосодержание (стм3/стМ3) при вариантах рекомбинации па основе жидкости и газа сепарации (моделирование при изменении газосодержания и температур); 2 - температура исследования, °С: а - 84, б - 170
Рис. 6. РАСПОЗНАВАНИЕ ОБРАЗА ЛЕТУЧЕЙ НЕФТИ
Месторождения: 1 - Дракон-6 (GLR = 37 м3/м3, Тi = 95 °С, r = 904.4 кг/м3); 2-Дракон-101 (GLR = 92 м3/м3, Тi = 88 °С, r = 870,2 кг/м3); 3 - Дмитриевское-5 (GLR = 81 м3/м3, Ti = 51 °С, r = 841 кг/м3); 4-Белый Тигр-60 (GLR =172 м3/м3, Тi = 146 "С, r = 833,2 кг/м3); 5- Восточный Акжар-3 (GLR = 309 м3/м3, Тi= 110 °С, r = 812,4 кг/м3); 6-Тенгиз-39 (GLR = 485 м3/м3, Ti = 107 °С, r = 804,3 кг/м3); 7- Южная Луизиана (GLR = 602 м3/м3, Ti= 116 °С, r = 820 кг/м3); 8-Хаянкорт-82 (GLR = 702 м3/м3, Ti = 150 °С, r = 816,2 кг/м3); 9-Ханкальское-1 (GLR = 872 м3/м3, Ti =170 °С, r = 799,7 кг/м3); 10- граничная линия между летучими и обычными нефтями
Рис. 7. PV-СООТНОШЕНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ (скв. 6 (4938-4966 м), месторождение Карачаганак)
