VIP Studio ИНФО Зависимость свойств пластовой нефти от вида разгазирования
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

Г.П. Былинкин, П.А. Гужиков,  (НВ НИИГГ)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-3
 
Подсчетными параметрами, характеризующими физико-химические свойства пластовой нефти, являются объемный коэффициент, газосодержание и плотность сепарированной нефти в стандартных условиях. Экспериментальное определение этих параметров проводится тремя способами:
  1. – однократным разгазированием пластовой нефти от начальных пластовых до стандартных условий;
  2. – дифференциальным разгазированием (до давления 0,1 МПа), которое, согласно инструкции ГКЗ, должно являться основой для подсчета запасов нефти;
  3. – ступенчатой сепарацией согласно схеме промысловой сепарации.

Значения параметров пластовой нефти при различных видах разгазирования и их сравнительная оценка по балансу компонентов С5+высш и значениям удельных запасов нефти в расчете на 1 м3 эффективного нефтенасыщенного порового пространства приведены в таблице. В качестве фактического материала использованы исследования по основным типам пластовых нефтей (от летучих до тяжелых), различающихся термобарическими условиями, составом и свойствами флюидов в пределах Волго-Уральской НГП (Южно-Первомайское, Памятно-Сасовское, Терновское, Остролукское месторождения) и Прикаспийской впадины (Карачаганакское и Тенгизское).

Сравнительная характеристика подсчетных параметров и удельных запасов нефти и газа
при различных видах разгазирования
.


Параметры


Ступен-
чатая сепара-
ция


Стандарт-
ная сепара-
ция


Дифферен-циальное разгазиро-
вание


Пласто-
вая нефть

нефть

газовая фаза

нефть

газовая фаза

нефть

газовая фаза

Остролукское, С1vbb, скв. 1, интервал глубин 1179-1187 м

Пластовое давление, МПа

12,38

Пластовая температура, оС

37,5

Объемный коэффициент

1,129

1,157

1,137

Газосодержание, м3

55,5

63,1

58,0

м33

45,5

52,0

47,6

Плотность флюидов, кг/м3

819,3000

1,2417

824,6000

1,3943

821,0000

1,2857

775,6000

Плотность сухого газа, кг/м3

1,1432

1,2111

1,1617

1,3101

Плотность С5+высш., кг/м3

827,9

652,1

831,1

653,6

824,8

652,2

821,4

Содержание С5+высш.
по составу, г/м3

138,0

270,9

177,3

%

97,92

11,28

98,59

19,72

98,11

13,99

92,33

Удельные запасы

Флюид, кг

725,6

50,0

712,9

62,7

721,78

53,8

Компоненты
С5+высш., кг

710,5

5,6

702,9

12,4

708,1

7,5

716,1

%

99,21

0,79

98,27

1,73

98,95

1,05

100,00

Терновское, D2efkl, скв. 5, интервал глубин 2836-2850 м

Пластовое давление, МПа

28,99

Пластовая температура, оС

90,0

Объемный коэффициент

1,111

1,130

1,163

Газосодержание, м3

44,1

49,0

57,3

м33

36,6

40,9

48,2

Плотность флюидов, кг/м3

831,0000

1,0444

834,5000

1,2131

840,2000

1,4562

782,6000

Плотность сухого газа, кг/м3

0,915898

0,975153

1,019138

1,084100

Плотность С5+высш., кг/м3

837,3

655,2

838,8

637,7

842,7

658,1

831,5

Содержание С5+высш. по составу, г/м3

167,1

168,0

590,1

%

98,59

16,18

99,03

26,43

99,42

41,22

94,95

Удельные запасы

Флюид, кг

748,20

34,40

738,70

43,90

722,32

60,30

Компоненты С5+высш., кг

737,6

5,6

731,5

11,6

718,1

24,8

743,1

%

99,25

0,75

98,44

1,56

96,66

3,34

100,00

Памятно-Сасовское, D3fevlv, скв. 25, интервал глубин 2667-2674 м

Пластовое давление, МПа

24,26

Пластовая температура, ºС

77,7

Объемный коэффициент

1,332

1,399

1,416

Газосодержание, м3

154,7

175,0

178,5

м33

128,9

147,7

150,9

Плотность флюидов, кг/м3

833,8000

0,9004

843,9000

1,0408

845,4000

1,0878

712,9000

Плотность сухого газа, кг/м3

0,8789

0,9564

0,9452

0,9717

Плотность С5+высш., кг/м3

840,0

646,6

845,9

653,7

846,2

663,8

839,0

Содержание С5+высш. по составу, г/м3

27,6

140,9

182,1

%

97,47

3,09

99,22

13,54

99,22

16,99

86,02

Удельные запасы

Флюид, кг

625,80

87,10

603,10

109,90

597,01

115,90

Компоненты С5+высш., кг

610,0

2,7

598,4

14,9

592,4

19,7

613,3

%

99,56

0,44

97,57

2,43

96,78

3,22

100,00

Южно-Первомайское, D2gvvb, скв. 27, интервал глубин 3629-3634 м

Пластовое давление, МПа

33,20

Пластовая температура, оС

97,0

Объемный коэффициент

2,827

3,126

4,413

Газосодержание, м3

735,0

830,5

1218,5

м33

569,4

655,5

977,9

Плотность флюидов, кг/м3

774,7000

0,9813

789,3000

1,0453

802,6000

1,3080

471,7000

Плотность сухого газа, кг/м3

0,9524

0,9734

0,9774

0,9792

Плотность С5+высш., кг/м3

788,1

643,3

793,7

650,3

805,8

732,1

782,2

Содержание С5+высш.
по составу, г/м3

38,3

106,9

404,9

%

96,41

3,94

99,02

10,28

99,45

31,42

57,89

Удельные запасы

Флюид, кг

274,00

197,70

252,50

219,20

181,85

289,80

Компоненты С5+высш., кг

264,2

7,8

250,0

22,5

180,8

91,1

273,1

%

97,14

2,86

91,74

8,26

66,51

33,49

100,00

* Плотность дана для начальных пластовых условий по экспериментальным данным. Подсчетные параметры рассчитаны по составу пластовой нефти при разделении на сухой газ и компоненты С5+высш. Дифференциальное разгазирование проводилось при 8-ступенчатом снижении давления.

Подсчет удельных запасов нефти и газа в расчете на 1 м3 эффективного нефтенасыщенного порового пространства проводился по традиционным формулам подсчета запасов.

Удельные запасы компонентов С5+высш рассчитывались по данным их массового содержания в продуктах сепарации. По ступенчатой сепарации и дифференциальному разгазированию использовался средневзвешенный состав газовой фазы по газосодержанию. В летучих нефтях в состав газовой фазы включался конденсат, замеряемый в сепараторе на всех ступенях разгазирования.

Для расчета объемного коэффициента была применена формула

Bo = [ro+(GORrg)]/rrf,

где rо – плотность сепарированной нефти, кг/м3; rg – плотность сепарированного газа, кг/м3; GOR – газосодержание, м33; rrf – плотность пластового флюида при начальных Р и T, кг/м3.

 

Рис. 1. ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ, м33
Сепарация: А – ступенчатая, Б – стандартная, В – дифференциальное разгазирование;
1 – Южно-Первомайское месторождение, D2vb, скв. 27; 2 – Остролукское, С1bb, скв. 1

 
 

Рис. 2. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ
Сепарация: А – ступенчатая, Б – стандартная, В – дифференциальное разгазирование; усл. обозн. см. на рис. 1

 
 

Рис. 3. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ, кг/м3
Сепарация: А – ступенчатая, Б – стандартная, В – дифференциальное разгазирование; усл. обозн. см. на рис. 1

 

Сопоставление показывает, что в неглубокопогруженных пластовых нефтях с низким газосодержанием различные виды разгазирования дают близкие результаты (см. таблицу, Остролукское месторождение). В этих условиях значения подсчетных параметров (газосодержание, объемный коэффициент и плотность сепарированной нефти), замеренные по дифференциальному разгазированию, уменьшаются относительно ступенчатой и стандартной сепарации (рис. 1-3).

В отличие от этого, в месторождениях с более высокими значениями пластового давления и температуры, в направлении от ступенчатой сепарации к стандартной и дифференциальному разгазированию, независимо от количества растворенного газа, происходит рост значений газосодержания, объемного коэффициента и плотности сепарированной нефти (см. рис. 1-3). При этом, при увеличении количества растворенного газа, давления и температуры разность между параметрами, определяемыми при различных видах разгазирования, возрастает (рис. 4-6).

 

Рис. 4. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК
1 – скв. 29, тяжелая нефть; 2 – скв. 33, средняя нефть; 3 – скв. 6, летучая нефть

 
 

Рис. 5. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК
Усл. обозн. см. на рис. 4

 
 

Рис. 6. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ПЛОТНОСТИ СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК
Усл. обозн. см. на рис. 4

 

На примере месторождения Карачаганак показано сопоставление модельных пластовых нефтей с газосодержанием по стандартной сепарации 315; 530; 880 м33. По вертикали приведены разность значений газосодержания (GLR), объемного коэффициента (Bo) и плотности сепарированной нефти (D), замеренных при дифференциальном разгазировании (dif) и стандартной сепарации (sep). Эффект увеличения значений параметров усиливается при уменьшении числа ступеней дифференциального разгазирования.

Эти особенности следует учитывать при подсчете запасов нефти и растворенного газа, поскольку применение традиционного дифференциального разгазирования без учета УВ, испаряющихся в газовую фазу, существенно занижает запасы летучей нефти (Брусиловский А.И., Былинкин Г.П., 1990). В добавление к этому, по мере увеличения летучести нефти погрешность расчета существенно возрастает (рис. 7).

 

Рис. 7. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПОДСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (С5+высш) ПРИ 8-ми СТУПЕНЧАТОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ РАЗГАЗИРОВАНИИ
(при изменении свойств пластовой нефти и термобарических условий)
Месторождения: А – Остролукское, С1vbb, скв. 1, интервал глубин 1179-1187 м, Б – Терновское, D2efkl, скв. 5, интервал глубин 2836-2850 м, В – Памятно-Сасовское, D3fevlv, скв. 25, интервал глубин 2667-2674 м, Г – Южно-Первомайское, D2gvvb, скв. 27, интервал глубин 3629-3634 м; С5+высш: 1 – в газовой фазе, 2 – в сепарированной нефти; 3 – газосодержание

 

Так, на Южно-Первомайском месторождении удельные запасы компонентов группы С5+высш при использовании значений параметров на основе дифференциального разгазирования (без учета С5+высш в газовой фазе) занижаются на 31 % относительно значений, рассчитанных с учетом полного материального баланса (см. таблицу). Это связано с тем, что при жестких термобарических условиях легкокипящие фракции пластовой летучей нефти интенсивно испаряются в газовую фазу на каждой ступени дифференциального разгазирования и удаляются вместе с газовой фазой. При сепарации этого газа в стандартных условиях выделяется ретроградная жидкость (конденсат). Содержание этого конденсата находится в прямой зависимости от начального газосодержания пластовой нефти (рис. 8) и соответственно состава выделяющейся газовой фазы при дифференциальном разгазировании.

 

Рис. 8. ЖИДКОСТЬ ИЗ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ ПО ОТНОШЕНИЮ К СУММАРНОМУ ОБЪЕМУ ГАЗА СЕПАРАЦИИ ВСЕХ СТУПЕНЕЙ
Месторождения: 1 – Карачаганак, скв. 33, Т = 84 оС; 2 – Карачаганак, скв. 6, Т = 84 оС; 3 – Тенгиз, скв. 39, Т = 107 оС

 

Исследования карачаганакской и тенгизской пластовых нефтей показали, что масса ретроградной жидкости на газ сепарации для всего диапазона летучей нефти варьирует от 40 до 340 г/м3 и составляет от 2 до 34 % массы С5+высш в начальной пластовой нефти, что сопоставимо по добыче жидких УВ с рентабельными газоконденсатными месторождениями.

Запасы летучей нефти, определенные по результатам ступенчатой сепарации, по сравнению со стандартной сепарацией и дифференциальным разгазированием, ближе к потенциальным суммарным значениям. Это объясняется тем, что при ступенчатой сепарации испарение УВ группы С5+высш в газовую фазу происходит существенно менее интенсивно, чем при дифференциальном разгазировании, поскольку она осуществляется при более низких значениях давления и температуры. При стандартной сепарации летучих нефтей в газовую фазу также испаряется значительное количество легкокипящих УВ (до 9 % начальной потенциальной массы С5+высш).

Таким образом, при подсчете запасов пластовой нефти (особенно летучей) следует принимать данные ступенчатой сепарации. В связи с этим рекомендуется внести соответствующие изменения в инструкцию ГКЗ*, нацеливающую исследователей на использование результатов дифференциального разгазирования и не отражающую адекватно фазовые изменения, происходящие в условиях пласта и скважины. Более того, практическое использование варианта дифференциального разгазирования требует значительных временных затрат, ведет к ощутимым экспериментальным погрешностям и, как следствие, создает определенные проблемы при адаптации композиционной модели пластового флюида. Для осуществления надежной адаптации лучше всего использовать данные исследования при постоянной массе, результаты ступенчатой и стандартной сепарации.

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. – М.: Изд-во ГКЗ СССР, 1984.

В зарубежной практике при вводе данных в гидродинамический симулятор “Black Oil” восполнение потерь компонентов С5+высш осуществляется путем корректирования результатов дифференциального разгазирования по сепарационному тесту (ступенчатая сепарация) по формулам P.L.Moses (1986). Наглядное представление реализации этой методики приведено на рис. 9, 10 на примере летучей нефти Южно-Первомайского месторождения.

 

Рис. 9. КОРРЕКТИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА B0cor

 
 

Рис. 10. КОРРЕКТИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ GORscor

 
Исходя из этого для сопоставимости начальных запасов нефти и газа, рассчитываемых по статической и динамической моделям, в геологический модуль подсчетные параметры пластовой и сепарированной нефти следует вводить также по варианту ступенчатой сепарации, согласно действующей или проектной схеме промысловой сепарации. При этом, поскольку в статическую модель во все ячейки заданного региона закладываются одинаковые значения параметров, они должны быть приведены к усредняющему глубинному срезу, соответствующему плоскости, делящей запасы подсчетного объекта пополам.

©  Г.П. Былинкин, П.А. Гужиков, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru