Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 [ 10 ] 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Сопутствующие флюиды (рассеянные жидкие углеводороды, нефть, связанная и пластовая вода)

в большинстве случаев в продуктивном газовом пласте поровое пространство частично занято другими флюидами. Это рассеянные жидкие углеводороды (РЖУ), нефть, связанная и пластовая вода. Количество сопутствующих флюидов и пространственное их распределение в поровом пространстве пласта-коллектора определяются особенностями образования залежи.

1.3.1

Рассеянные жидкие углеводороды, нефть

Результаты газоконденсатных исследований скважин, исследований проб пластовых флюидов, изучение кернового материала, экспериментальные исследования нефтегазоконденсатных систем, а также практика разработки газоконденсатных месторождений свидетельствуют о наличии в газоконденсатной зоне продуктивных пластов жидкой углеводородной фазы еще до начала разработки месторождений.

Так, при выполнении газоконденсатных исследований и одновременно с ними исследований проб пластовых флюидов [22] в ряде случаев на форсированных режимах работы скважин отбор жидкофазных углеводородов превышает равновесное для двухфазной смеси количество, а молекулярная масса и плотность этих углеводородов указывают, что в составе продукции присутствует не просто выпавший газовый конденсат, а именно РЖУ (разумеется, такой вывод делается после исключения других вероятных версий для объяснения данного факта, например, за счет выноса свободной жидкости, находящейся на забое скважины). Далее, при физико-химических исследованиях образцов керна, отобранных в процессе бурения из продуктивной части разреза, обнаруживается, что экстракт представляет собой высокомолекулярную жидкость нефтяного типа, которая не может являться газовым конденсатом. Результаты экспериментов, выполняемых с целью изучения фазовых и термодинамических особенностей нефтегазоконденсатных смесей, свидетельствуют также о том, что поведение типичной для месторождений смеси при фазовых превращениях может быть объяснено только присутствием в системе свободной жидкой фазы при условиях, соответствующих типичным начальным условиям нефтегазоконденсатных систем [30]. Наконец, широко известны результаты разработки нефтегазоконденсантных месторождений, когда поступление в составе продукции скважин высокомолекулярной темной жидкости доказывает вовлечение в процесс фильтрации в пласте углеводородной фазы типа РЖУ, что обусловлено либо относительно высокой насыщенностью пласта РЖУ, либо преодолением порога гидродинамической подвижности

жидкой углеводородной фазой благодаря суммированию насыщенностей РЖУ и выпавшего конденсата, либо, наконец, вымыванием РЖУ законтурной водой при внедрении последней в залежь [32].

Одним из первых промысловых свидетельств наличия в газонасыщенной зоне пласта РЖУ являются данные А. Г. Дурмишьяна об опережающем снижении дебитов газа по сравнению с дебитами углеводородной жидкости (нефти) при эксплуатации в 60-е годы горизонта VI3 Карадагского ГКМ. Автор [7] объясняет это двухфазным состоянием пластовой углеводородной системы с самого начала разработки и оценивает по керновым данным начальное содержание РЖУ в коллекторах горизонтов VI-VIII месторождения в 30 - 70% объема пор. Интересные данные о естественном вовлечении в разработку совместно с выпавшим конденсатом РЖУ содержатся в работах И.А.Леонтьева, В.И.Петренко, Г.В.Рассохина [22, 38], посвященных анализу эксплуатации ГКМ Северного Кавказа и других газодобывающих регионов. Авторами показано, что отбор части РЖУ происходил, например, на начальной стадии эксплуатации Ленинградского, Степновского, Восточно-Камышанского, Оренбургского месторождений и на завершающей стадии эксплуатации Березанского, Мирненского и других ГКМ. Однако лишь по некоторым месторождениям Краснодарского края объемы добычи РЖУ имели промышленное значение. Так, на Староминском ГКМ в 1960-1974гг. дополнительная добыча углеводородов благодаря поступлению части РЖУ в скважины составила 134 тыс. м [22]. В большинстве случаев РЖУ извлекаются только как незначительная по содержанию примесь в составе пластового газового конденсата [34, 35].

Физико-химические особенности газоконденсатных систем, содержащих до начала разработки жидкую углеводородную фазу, впервые исследовали К.В.Покровский и его сотрудники [37]. Например, этими исследователями было установлено, что в залежах VII -VIII горизонтов Карадагского ГКМ давление начала конденсации пластовой смеси точно равно начальному пластовому давлению. Факт равенства давлений свидетельствовал о наличии в пласте жидкой углеводородной фазы, что подтверждалось обнаружением РЖУ в кернах из газоконденсатных зон пластов и открытием нефтяной оторочки; наличие РЖУ в системе, в свою очередь, свидетельствовало о повышении давления начала конденсации системы при наличии жидкой углеводородной фазы. Изучение рекомбинированных проб пластовой газоконденсатной смеси залежи VII горизонтов Карадагского ГКМ в сосуде PVT-соотношений показало, что в присутствии РЖУ нефтяного типа процесс истощения системы сопровождается вдвое более интенсивной конденсацией углеводородов, нежели в отсутствие нефти; несколько интенсифицируется относительная конденсация наиболее тяжелых компонентов фракции С5+ (молекулярная масса С5+ в газовой фазе при наличии 18,5 % (по объему) нефти в системе на 2,5 -5 % меньше, чем в отсутствие нефти).

Особенности фазового поведения и углеводородоотдачи газоконденсатных пластов, содержащих рассеянные жидкие углеводороды, изучали М.Т. Абасов, А.Г. Дурмишьян, А.Г. Ковалев, Н.Г. Куликова, P.M. Кондрат, И.А. Леонтьев, В.А. Николаев, Ф.Г. Оруджалиев, В.И. Петренко, Г.В. Рассохин, К.В. Покровский, М.С. Разамат и другие исследователи [1, 7, 18, 19, 22, 32, 37]. Установлено, что при наличии РЖУ компонентоотдача пласта на начальных стадиях разработки понижена по сравнению с пластом, лишенным РЖУ. На более поздних стадиях разработки текущая компонентоотдача определяется близостью насыщенности пласта РЖУ к порогу ги-

дродинамической подвижности. При значительном содержании РЖУ возможно возникновение двухфазной фильтрации благодаря суммированию насыщенностей РЖУ и ретроградного конденсата. В этом случае в фильтрацию вовлекается часть ранее не двигавшейся углеводородной жидкости и углеводородоотдача пласта может возрасти. В общем случае, однако, практически всегда существует проблема вовлечения РЖУ в фильтрацию и повышения компонентоотдачи пласта, содержащего такие углеводороды.

Эксперименты свидетельствуют о существовании двойной обратной конденсации в системах, в которых один из компонентов представляет собой полярное вещество [5, 55]. Явление двойной обратной конденсации наблюдали С.Н. Бузинов и В.А. Николаев в совместных с М.А. Оприц исследованиях [3] на установке УФР-1 фазового поведения рекомбинирован-ных проб глубокозалегающего ГКНМ Булла-Море (VII горизонт) - в этом случае в качестве полярного компонента выступали асфальто-смолистые вещества (АСВ), причем ввиду слабой растворимости АСВ в углеводородной смеси часть фазы наблюдалась как отдельная более темная и более тяжелая масса даже при давлениях свыше 70 МПа и температурах порядка 100 °С (начальное пластовое давление в залежи составляло от 45 до 55 МПа).

Этот факт свидетельствует о том, что до начала разработки ГКМ содержащиеся в нем РЖУ могут представлять сложную систему с гравитационным расслоением в соответствии с явлением двойной обратной конденсации.

Следует отметить физико-химическое сходство в конце разработки залежи на режиме истощения таких флюидов, как смесь РЖУ с выпавшим конденсатом газонасыщенной зоны и дегазированная до давления забрасывания нефть зоны нефтяной оторочки: оба флюида имеют близкую или равную критической насыщенность, близкие химический и групповой составы, хотя нефть оторочки имеет несколько более высокие среднюю молекулярную массу, плотность и содержание асфальто-смолистых веществ.

1.3.2

Связанная и пластовая вода

Часть норового пространства углеводородсодержащих коллекторов занята водой, в большей или меньшей степени минерализованной.

В общем случае воды подразделяются на собственные продуктивных пластов (подошвенные, краевые, остаточная), посторонние - верхние и нижние, залегающие вне пределов углеводородсодержащего пласта, и промежуточные.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды могут залегать и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих продуктивных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласт-кам, залегающим в самом продуктивном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже продуктивного пласта.

Продуктивные пласты содержат также воду в углеводородсодержа-