Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние химико-аналитических методов исследования и контроля разработки месторождений природных газов 11
1.1. О компонентном составе газа 11
1.2. Природная дифференциация состава и свойств газов, конденсатов и нефтей в пределах залежей 18
1.3. Использование данных о начальном составе пластовых флюидов при разведке месторождений 22
1.4. Влияние процесса разработки залежей природных газов на изменение свойств и состава пластовых флюидов 24
1.5. Использование данных о динамике состава пластовых флюидов для решения вопросов разработки месторождений природных газов 34
1.6. Методический подход к исследованию состава газов газовых и газоконденсатних месторождений 42
2. Разработка методики и результаты исследования начального компонентного состава газа 46
2.1. Значение данных о начальном составе газа для решения некоторых вопросов разведки и разработки месторождений 46
2.2. Методика проведения исследований (на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения) 48
2.2.1. Метрологическое обеспечение достоверности данных 48
2.2.2. Разработка методики подготовки скважин к отбору представительных проб газа 51
2.2.3. Отбор проб газа 57
2.2.4. Выбор и усовершенствование некоторых методик определения компонентов газа 59
2.3. Результаты исследования углеводородного состава газа Оренбургского месторождения 61
2.3.1. Распределение углеводородов в залежи 61
2.3.1. Изотопный состав углерода метана газов Оренбургского месторождения 70
2.4. Исследование распределения инертных компонентов . 76
2.5. Исследование распределения кислых компонентов . 84
2.5.1. Содержание и характер распределения кислых компонентов в залежах Оренбургского месторождения 84
2.5.2. Изотопный состав серы сероводорода 95
2.5.3. Закономерности пространственного распределения сероводорода в залежах природных газов и нефтей 101
3. Промысяово-экспериментальное иссэдование динамики концентрации отдельных компонентов газа в процессе разработки оренбургского месторождения 122
3.1 Методика проведения исследований 122
3.2. Роль фазовых переходов в изменении концентрации неуглеводородных компонентов при разработке газоконденсатних месторождений 127
3.2.1. Влияние обратной конденсации углеводородов на изменение концентрации неуглеводородных компонентов в добываемом газе 127
3.2.2. Оценка влияния разгазирования жидкофазных флюидов пласта на изменение концентрации компонентов в газе 135
3.3. Исследование динамики концентрации кислых компонентов 139
3.3.1. Динамика концентрации сероводорода 139
3.3.2. Динамика концентрации двуокиси углерода 147
3.3.3. Изменение содержания меркаптанов при разработке месторождения 151
3.4. Исследование динамики концентрации инертных компонентов 155
3.4.1. динамика концентрации азота 156
3.4.2. Динамика концентрации гелия 160
3.5. Информативность динамики концентрации отдельных компонентов о процессах, происходящих в залежах природных газов при их разработке 166
4. Использование данных газоаналитического контроля дяя решения вопросов разведки, разработки и эксплуатации месторождений с многокомпонентным составом газа 170
4.1. Использование закономерностей пространственного распределения компонентов газа для подсчета их запасов 170
4.2. Уточнение промыслово-газодинамической модели месторождения 174
4.3. Использование карт изоконцентрат для контроля массопереноса газа в залежи 180
4.4. Оценка положения нижней границы работающих интервалов скважин по содержанию сероводорода в добываемом газе 183
4.5. Прогнозирование и контроль обводнения скважин и участков сероводородсодержащих газоконденсатних месторождений 189
4.6. Экспериментальное исследование динамики фазового состояния кислых компонентов при сепарации продукции газоконденсатних скважин 200
4.7. Результаты исследования содержания и индивидуального состава меркаптанов крупных месторождений 213
4.8. Использование динамики показателей качества газа для оценки некоторых параметров его транспорта 223
Выводы и рекомендации 229
Список основной использованной литературы 231
- Использование данных о начальном составе пластовых флюидов при разведке месторождений
- Методика проведения исследований (на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения)
- Роль фазовых переходов в изменении концентрации неуглеводородных компонентов при разработке газоконденсатних месторождений
- Уточнение промыслово-газодинамической модели месторождения
Введение к работе
Актуальность темы. Решениями ХХУІ съезда КПСС определены ускоренные темпы развития газовой промыпшенности. В 1980 году добыча газа в СССР составила 436,2 млрд.м3, в 1985 году ее объем достигнет 630 млрд.м3.
Выполнение поставленных перед газовой промышленностью задач основывается на освоении новых и рациональной эксплуатации находящихся в разработке месторождений природных газов.
В последние годы в нашей стране открыты крупные месторождения со сложным строением коллектора и многокомпонентным составом газа, включающего не только топливные, но и ценные сырьевые компоненты. Особое значение имеют месторождения с большим содержанием сероводорода в газе, приуроченные к трещиновато-пористым коллекторам, такие, как Оренбургское, Астраханское, Карачаганакское и др. На базе таких месторождений функционируют и проектируются крупные газохимические комплексы по добыче газа, конденсата и комплексной переработке сырьевых компонентов.
Оптимальная эксплуатация этих комплексов тесно связана с достоверностью оценки топливно-энергетических ресурсов и сырьевой базы, надежностью исходных данных для проектирования разработки месторождений, наличием эффективных способов ее контроля, а также прогнозирования и регулирования ее показателей.
Опыт разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения показал, что уже на ранней стадии ее возникли серьезные проблемы, связанные с изменением состава газа по скважинам и участкам, избирательным продвижением контурных вод в залежь, вызванных неоднородным полем пластового давления, а также высоким содержанием меркаптанов и агрессивных компонентов в добываемом газе. Это потребовало совершенствования существующих и создания новых информативных методов контроля и прогнозирования показателей разработки и эксплуатации сложных по строению и компонентному со-ставу газа месторождений, таких, как Оренбургское, Астраханское, Карачаганакское и др.
Использование газоаналитических методов, основанных на результатах исследования закономерностей начального состава газа и динамики концентрации его компонентов в процессе разработки месторождений, создает больше возможности для решения поставленной задачи.
Цель работы - создание газоаналитических методов исследования геолого-промысловых характеристик месторождений природных газов, контроля и прогнозирования показателей их разработки и эксплуатации.
Основные задачи исследования.
1. Разработка методики исследования начального состава газа месторождений с неравномерным распределением компонентов и установление закономерностей их пространственного распределения в залежи.
2. Исследование основных факторов, влиявдих на изменение состава газа в процессе разработки месторождений.
3. Промыслово-экспериментальные исследования динамики концентрации компонентов газа и их информативности при контроле разработки месторождений природных газов.
4. Создание методик газоаналитического контроля показателей разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатних месторождений.
Научная новизна результатов исследований состоит в развитии и совершенствовании газоаналитических методов контроля и прогнозирования показателей разработки и эксплуатации месторождений природных газов:
- разработана система метрологического обеспечения определения компонентного состава природных газов. При этом усовершенствованы методики определения сероводорода и общего содержания меркаптанов, впервые созданы методики подготовки скважины к отбору представительных проб газа и определения индивидуальных меркаптанов;
- исследовано влияние основных факторов на динамику состава газа при изменении газодинамических и термодинамических условий в пласте и выявлены закономерности природной дифференциации состава газа и изменения концентрации неуглеводородных компонентов в процессе разработки месторождений;
- разработаны методики расчета средневзвешенной по толщине пласта концентрации компонентов газа для подсчета их запасов и контроля массопереноса газа в залежи на основе использования начальных и текущих карт изоконцентрат неуглеводородных компонентов;
- предложен метод прогнозирования и контроля обводнения скважин и участков сероводородсодержащих газоконденсатних месторождений по данным динамики содержания меркаптанов в добываемом газе;
- исследована динамика фазового состояния кислых компонентов при промысловой подготовке газа. Составлены диаграммы абсорбции сероводорода, меркаптанов и двуокиси углерода конденсатом сепарации.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
При участии автора разработано техническое задание на проектирование опытной передвижной газоаналитической лаборатории. Результаты реализованы в создании промыслового варианта лаборатории и нового газоаналитического оборудования.
На базе разработанных и усовершенствованных методик проводится систематический контроль качества добываемой продукции Оренбургского газоконденсатного месторождения, дан многолетний прогноз качества добываемого сырья и объема продукции газопереработки. С использованием газоаналитических методов решены конкретные задачи разведки, разработки и эксплуатации месторождений со сложным многокомпонентным составом газа.
Для проектирования разработки получены исходные данные о составе газов Астраханского, Карачаганакского и Бердянского месторождений высокосернистых газов.
Результаты исследований использованы ВНЖГАЗом в проектах разработки Оренбургского месторождения и в ГОСТ 17556-81 "Газы горючие природные. Метод определения сероводорода и меркаптанов".
Составлено "Методическое руководство по химико-аналитическому контролю разработки месторождений природных газов". Руководство внедрено в ПО "Оренбурггаздобыча" и используется для исследования состава газов, анализа и контроля разработки Оренбургского месторождения.
Апробация работы. Основные результаты исследований, отражающие сущность диссертационной работы, докладывались и получили одобрение:
- на ІУ Научно-технической конференции ВНИИГАЗа "Разработка и эксплуатация месторождений природных газов и подземное хранение газа", Москва, 1978г.;
- на семинаре Минвуза СССР, МИНХ и Ш им И.М.іубкина и ВДНХ СССР "Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатних месторождений", ВДНХ СССР, 1979г.;
- на научно-практической конференции "Проблемы освоения Астраханского месторождения", г.Астрахань, 1979г.;
- на Ш и У Всесоюзных симпозиумах по применению стабильных изотопов в геохимии, Москва, 1970 и 1974 гг.;
- на ежегодных совместных заседаниях Научно-технического совета ВПО "Орёнбурггазпром" и Проблемного совета по руководству и контролю за выполнением договора между МИБХ и Ш им.И.М.іубкина и ВПО "Орёнбурггазпром", г.Оренбург, 1977-1984 гг.;
- на заседаниях Научно-технического совета ПО "Оренбуггаздо-быча", г.Дедуровка Оренбургской обл., 1977, 1978, 1979, 1980 гг.;
- на заседании Научно-технического совета Мингазпрома "Повышение эффективности газоразведочных работ и геофизических методов исследования скважин", г. Червонный Донец Харьковской обл., 1982г.;
- на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатних месторождений МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1976, 1978, 1979, 1982-1984г.г.
Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 14 работ, получено 2 авторских свидетельства на изобретения.
Объем диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, списка основной использованной литературы. Содержание диссертации изложено на 253 страницах машинописного текста, включающего 26 таблиц,. 60 рисунков. Библиография состоит из 192 наименований.
Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатних месторождений МИБХ и ГП им. И.М.Губкина под научным руководством доктора технических наук, профессора К.С.Басниева, которому автор выражает глубокую благодарность.
Автор выражает глубокую признательность к.т.н. доценту Савченко В.В. и к.т.н. Журавлеву И.Г. за ценные советы при обсуждении настоящей работы, старшим научным сотрудникам ВНИИГАЗа Гав рилову Е.Я., Теплинскому Г.И. и Шорохову Н.Р. за помощь в выполнении анализов проб газа на содержание инертных компонентов.
Автор выражает благодарность к.т.н. Р.И.Вяхиреву, к.т.н. А.А.Валшкину, В.М.Казакову, к.т.н. Щугореву В.Д., к.т.н. В.А. Швецу, Ю.В.Участкину, А.М.Эскину за помощь в обеспечении проведения промысловых исследований.
Глубокую благодарность выражает автор д.т.н. профессору Ко-ротаеву Ю.П. за постоянное внимание и поддержку развиваемого в настоящей работе направления.
Автор благодарен за внимание и ценные советы коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденоатных месторождений МИНХ и Ш им. И.М.іубкина.
Использование данных о начальном составе пластовых флюидов при разведке месторождений
Одним из направлений использования данных о составе газа при разведке месторождений стало выявление признаков типа залежи, основанных на характерных соотношениях концентрации углеводородных компонентов газа.
Ю.П.Коротаевым /109/ впервые было предложено использовать данные об изомерном составе бутана (отношения концентраций изо-и нормального бутанов) для установления типа залежи. Для чисто газовых месторождений это отношение больше единицы, для газоконденсатних и газонефтяных находится в пределах 0,5-0,8.
Другие авторы использовали для подобных целей отношения концентраций этана и пропана /152/, содержания группы Съ+шсше и отношения к нему концентрации метана /149/. По данным работы /162/ показано, что газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой лучше определяются по первому, а без нее - по второму признаку.
Оценка информативности целого ряда признаков по данным состава газа 140 месторождений дана в работе /112/, а в более поздних работах этих авторов проведен статистический анализ соотношения различных признаков, позволявших классифицировать месторождения как по типам, так и по наличию (отсутствию) нефтяной оторочки.
Дня прогнозирования нефтяной оторочки у залежей было предложено еще большее число признаков: повышенное содержание группы %+высшие (блее ї ?5$) в пластовом газе, выход стабильного конденсата (более 80 см3/м3 при пластовом давлении не ниже 16 МПа), при низком его значении - повышенное содержание нафтеновых углеводородов в стабильном конденсате, увеличение его выхода в скважинах приконтурных зон /42,147/, увеличение конденсатного фактора в направлении погружения складки /152,153/. Среди признаков нефтяной оторочки указывается также характер распределения индивидуального и группового состава конденсата, а также его фракций /153/, повышенное содержание азота /152/, что, в общем, сопутствует нефтяным газам Д2/. Аналогично, некоторые другие характерные признаки состава нефтей были использованы как признаки нефтяной оторочки газоконденсатних месторождений: содержание цикланов в конденсате или его фракциях /98,130/, ароматических углеводородов во фракциях /61/, выход высокомолекулярных фракций при разгонке конденсата /68,163/.
Группа признаков наличия нефтяной оторочки газоконденсатних залежей основана на соотношении концентрации изомеров углеводородов газовой части пластовых флюидов. В работе /147/ таким признаком названо отношение сумм концентраций пентанов и гексанов изомерного и нормального строения, если оно меньше 0,8. Большинство авторов считают информативным признаком соотношение изоме ров бутана /112,147,153Д55,161/. Некоторые из перечисленных методов прогнозирования нефтяной оторочки в значительной мере остаются оценочными. Авторы работы /162/ указывают, что такие параметры как содержание углеводородов %+BHCnniet азот, соотношение изомеров бутана позволяют ориентировочно определить наличие нефтяной оторочки. А.Г.Дурмишьян считает все вышеупомянутые методы ориентировочными, поскольку предложенные признаки могут быть обусловлены "возможностью длительного контакта с нефтью и массообмена в процессе вторичной миграции ретроградной газовой фазы углеводородов или со связанной нефтью, содержащейся в газоконденсатних залежах" /69/. По мнению автора, первый случай типичен для небольших по размеру залежей, сформировавшихся в результате миграции газа из расположенных ниже крупных газоконденсатних или газонефтяных залежей или для залежей, сформировавшихся в результате вытеснения из ловушки нефти мигрировавшим туда газом. В этом случае остаточная нефть до обнаружения ее в керне может быть установлена по признакам, базирующимся на компонентном составе конденсата. Наиболее надежными методами определения типа залежи и, как частного случая, прогнозирования нефтяной оторочки, на наш взгляд, являются те, которые используют комплексные признаки /III,112/. В любом случае описанные критерии отражают генетическую (историческую) связь газовой части флюида с нефтью.
Изменение состава природных газов, конденсатов и нефтей в процессе разработки залежей хорошо известно из практики контроля качества добываемой продукции.
В работе /106/ на основании обобщения данных показано, что по мере снижения давления в нефтяных залежах состав попутных га зов утяжеляется в результате выделения из нефти гомологов метана. Результаты анализа большого фактического материала показывают, что процесс изменения состава газа нефтяных месторождений в процессе их разработки является непрерывным /122/.
В газах газоконденсатних месторождения изменение содержания тяжелых углеводородов происходит в соответствии с закономерностями их обратной конденсации, а после достижения давления максимальной конденсации происходит испарение выпавшего конденсата и, соответственно, увеличение концентрации тяжелых углеводородов в газовой фазе.
Согласно Д24/ в составе газа, выделяющегося из воды, по мере снижения пластового давления уменьшается содержание гомологов метана, особенно с увеличением молекулярного веса, начиная с пропана. Это должно привести к облегчению состава газа газовых месторождений, прежде всего, в зонах газоводяных контактов.
В процессе разработки нефтяных месторождений в попутных газах снижается содержание гелия /131/ и азота Д26/. Уменьшение содержания гелия происходит и при эксплуатации газовых и газоконденсатних месторождений, и на завершающей стадии оно достигает 25-50$ от начальной концентрации.
Ретроградная конденсация, происходящая при разработке жидких углеводородов, газоконденсатних месторождений, приводит к избирательной абсорбции выпадающим конденсатом компонентов газовой фазы, особенно кислых. Некоторые авторы отводят основную роль этому явлению в изменении концентрации кислых компонентов ДО6,196, 198/. Авторы работы /175/ на основе расчетов фазового равновесия и материального баланса сероводорода в системе "газ-остаточные" флюиды" Оренбургского и Самантепинского месторождений пришли к выводу о преимущественном влиянии разгазирования остаточных флюидов на изменение его концентрации в процессе разработки месторождений.Результаты некоторых из этих работ, значительно преувеличивая роль указанных факторов, находятся в противоречии с теорией фазового равновесия газожидкостных систем из-за экспериментальных /4/ или расчетных /175/ погрешностей.
Методика проведения исследований (на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения)
Большая значимость данных о начальном составе газа для всего периода разработки месторождения предъявляет высокие требования к качеству этой информации, поскольку изменение состава газа, происходящее в процессе разработки, делает невосполнимыми пробелы в исследованиях разведочного периода. Поэтому при изучении начального состава газа существенным условием достоверности результатов является выбор методик, обеспечивающих необходимую точность определения, исходя из содержания, диапазона изменения концентрации компонентов в пределах залежи, характера их распределения по площади и глубине залежи, а также целей и задач исследования.
Одним из наиболее ответственных этапов исследования состава газа является отбор представительных проб. Искажение состава газа в пробе может быть вызвано неудачным местом ее отбора, загрязнением посторонними примесями, потерей компонента или его части в реакциях с материалом пробоотборника, запорными жидкостями, потерей или концентрированием отдельных компонентов в условиях, допускающих фракционирование смеси, взаимодействием компонентов газа и пород с реагентами и растворителями, применяемыми в добыче, нестабильностью режима работы скважины, выбросами пластовых и технологических жидкостей с газовым потоком, значительным различием термодинамических условий при отборе и вводе пробы в анализатор и рядом других причин.
Вопрос о представительности пробы возникает уже при выборе способа ее отбора из пласта. Для газовых месторождений состав устьевых проб практически совпадает с составом пластового газа. На газоконденсатних месторождениях применяют отбор проб на устье, или отбор составляющих пластового газа (газа сепарации и насыщенного конденсата) в процессе газоконденсатных исследований /96/ для расчета состава пластового газа методом пропорционального сложения. Газоконденсатные исследования дают наиболее полную информацию о составе пластового газа, однако, сложность технических средств, значительные затраты времени на подготовку и проведение промысловых и лабораторных исследований, необходимость применения на сероводородсодержащих месторождениях коррозионностой-кой аппаратуры и оборудования делают практически невозможным проведение массовых исследований, объем которых диктуется необходимостью их детализации, особенно на крупных месторождениях, при тех коротких сроках, в которые проводятся разведочные работы.
Опыт ведущих исследователей состава природных газов /33, 105,126,146,157,159/ и др. показывают, что несмотря на различие в содержании высокомолекулярных углеводородов между пластовыми и устьевыми газами газоконденсатных месторождений, последние сохраняют основные тенденции закономерностей изменения состава не углеводородной и основной углеводородной частей в объеме залежей и в процессе разработки, В работе /61/ по результатам исследования состава пластовых и отсепарированных газов 25 газоконденсатних месторождений установлено, что содержание легких компонентов (углеводородов Cj-C4, кислых, инертных) в этих двух типах газов различается в пределах ошибки определения. В работе /115/ показано, что различие результатов определения сероводорода в газах ряда месторождений Средней Азии после двухступенчатой сепарации в широком диапазоне изменения температуры сепарации и его содержанием в пластовом газе не выходит за пределы ошибки анализа при содержании сероводорода до 3$ и конденсатном факторе до 100 см3/м3.
Из результатов этих работ следует, что составы неуглеводородной и легкой углеводородной частей устьевых проб из газоконденсатних скважин занимает промежуточное положение между составами пластовых и отсепарированных газов. Содержание тяжелых углеводородов в устьевых газах занижено по сравнению с их содержанием в пластовом газе.
Исследование состава устьевых проб дает возможность получить обширную информацию о содержании в газе большей части его компонентов, особенно неуглеводородных, и динамике изменения их концентрации в процессе разработки месторождения. При изучении вопросов, связанных с распределением в пласте и изменением содержания тяжелых углеводородов необходимо проводить определение состава газа в процессе газоконденсатних исследований.
Представительность проб, отбираемых непосредственно на устье или после сепаратора, определяется соответствием состава продукции скважины и пластовой смеси. Скважину можно рассматривать как один из элементов технических средств отбора пробы из природного резервуара. Сложное сочетание процессов, происходящих в стволе и призабоиной зоне скважины, и влияние их на состав газа требует проведения подготовки скважин к отбору проб. Методика подготовки скважин к отбору проб в литературе не освещена.
В призайбойной зоне скважин, вышедших из бурения, при недостаточной их отработке может оставаться значительное: количество бурового раствора. Закачка в скважину ингибиторов гидратообразова-ния и коррозии, а также других технологических жидкостей может привести к растворению в них некоторых из компонентов газа, а пульсационный вынос жидкой фазы на поверхность приводит к резкому колебанию состава устьевого газа во времени. Так, наличие на забое скважины водных жидкостей (бурового раствора, промывных вод, растворов ПАВ) ведет к заметному колебанию концентрации хорошо растворимых в воде компонентов (сероводорода, двуокиси углерода). Органические растворители (углеводороды, метанол, пластовий конденсат) влияют на изменение концентрации как кислых, так и углеводородных компонентов. Существенное влияние на состав газа оказывают и коррозионные процессы в стволе скважины.
Автор исследовал влияние процесса продувки скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения на динамику концентрации сероводорода в устьевом газе /73/, поскольку этот компонент наиболее растворим в жидкофазных флюидах пласта и технологических жидкостях, и, следовательно, изменение его концентрации наиболее чувствительно к изменению соотношения и состава фаз в продукции скважины. Результаты приведены в таблице 2.1. На рис. 2.1 показана зависимость приведенной концентрации сероводорода от продолжительности продувки скважин Оренбургского месторождения, начиная с момента их пуска после длительных остановок. В начале продувки в газах всех скважин отмечается заниженная концентрация сероводорода, что свидетельствует о поступлении на устье "застойного" газа из ствола скважины, в котором происходили процессы коррозии. Этот этап имеет продолжительность от 0,5 до 1,5 ч. Следующий этап продувки характеризуется выносом из выкидной линии скважины скопившегося на забое конденсата, и, вместе с тем, повышением концентрации сероводорода, а после достижения максимальной величины - приближением к постоянному значению. В этот период (продолжительностью от 0,5 до 3 ч после пуска скважины) происходит очистка забоя и ствола скважины от скопившегося конденсата. В дальнейшем работа скважин в течение многих суток сопровождается стабильностью концентрации сероводорода в газе в пределах погрешности определения. Эта величина концентрации сероводорода в газе и была принята за истинную, и после ее достижения скважину можно считать подготовленной к отбору проб газа.
На скважине 108 Оренбургского месторождения автор провел эксперимент с постоянной закачкой в затрубное пространство метанола /72/ с расходом 120 м3/ч. В течение всего периода исследования концентрация сероводорода в газе колебалась от 0,3 до 3,0$ при истинной концентрации 1,4$ объемных. Периоды резкого повышения концентрации сероводорода в газе совпадали с выбросами жидкости из скважины (рис. 2.2). Отсюда следует, что для отбора представительной пробы из скважин необходимо провести очистку забоя и ствола
Роль фазовых переходов в изменении концентрации неуглеводородных компонентов при разработке газоконденсатних месторождений
Разработка залежей природных газов происходит в изотермическом режиме. Поэтому основным переменным параметром является давление. Снижение пластового давления приводит к сдвигу фазового равновесия в газожидкостной системе пласта. В газовых залежах происходит разгазирование даровых и подстилающих вод, а в газоконденсатних залежах, кроме того, имеют место фазовне переходи в системе "газ-конденсат".
Разновременннй ввод в эксплуатацию участков месторождения создает неоднородное поле пластового давления, что приводит к формированию внутрипластовых перетоков газа. В случаях заметной дифференциации концентрации компонентов газа в залежи процесс его массопереноса вызывает изменение состава газа на участках месторождения. Для выявления факторов, оказывающих доминирующее влияние на изменение концентрации различных компонентов газа при разработке месторождений, потребовалось провести количественную оценку масштабов этих изменений и вклада в них каждого процесса. Рассмотрим эти вопросы на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения.
Газоконденсатная система Оренбургского месторождения относится к насыщенным. Выпадение конденсата в пласте происходит с началом отбора газа.
С целью оценки диапазона возможных изменений концентрации различных неуглеводородных компонентов в добываемом газе за счет ретроградной конденсации углеводородных компонентов в пласте автор провел расчет для случаев наиболее (сероводорода) и наименее (гелия) растворимых в жидких углеводородах компонентов. На рис. 3.1 показана кривая изменения содержания конденсата в добываемом газе при снижении давления в пласте /47/. Начальное содержание конденсата составляет 0,0736 кг/м3 (109,9 см3/м3) отсепарированно-го газа. По мере снижения пластового давления до достижения максимальной конденсации углеводородов содержания конденсата в добываемом газе уменьшится до 0,0356 кг/м3 (53,0 см3/м3), а при дальнейшем снижении давления до 2 Ша его содержание увеличится до 0,0455 кг/м3 (67,7 ск /м3).
В работе /93/ приведены результаты экспериментального изучения распределения сероводорода в системе газ-конденсат Оренбургского месторождения в диапазонах давления 0,1-15 Ша и температуры 20-40С. Экстраполяцией данных по давлению и интерполяцией по температуре нами /21/ получено, что газонасыщенность выпадащего в пласте конденсата изменяется при пластовой температуре 30С от 510 м3/м3 при начальном давлении 20,6 МПа до 65 м3/м3 при 2 МПа (см.рис.3.1), а концентрация сероводорода в растворенном в конденсате газе изменяется, соответственно, от 5,0 до 8,1$ объемных (рис.3.2).
При расчете изменения концентрации гелия использованы экспериментальные данные /7/ о динамике его концентрации в газе дегазации нефти (см.рис.3.2).Относительные потери компонента при его растворении в углеводородах ретроградной конденсации ( 0 ) составят: начальное и текущее содержание компонента в газе дегазации, % объемные; ty0 и (jL - начальный и текущий конденеатные факторы, см3/м3; Ъо и %i - начальный и текущий коэффициенты сжимаемости газа; Р0 и Pi - начальное и текущее пластовые давления, МПа; Q-i - текущая газонасыщенность выпадающего в пласте конденсата.
Относительное уменьшение объема пластового газа за счет выпадения в жидкую фазу тяжелых углеводородов, а также растворения в них газообразных углеводородов приводят к увеличению концентрации компонента в газовой фазе. Относительные величины прироста концентрации (в процентах) за счет этих явлений выразятся, соответственно:где VM - мольный объем компонента, дм3/моль; d/ и М соответственно, плотность (кг/м3) и молекулярный вес (кг/моль) стабильного конденсата.
Общее относительное изменение концентрации компонента в ретроградном процессе в газоконденсатной системе составит:
В таблице 3.1 и рис. 3.3 приведены результаты расчетов относительного изменения концентрации сероводорода и гелия в добываемом газе при снижении пластового давления. Уменьшение концентрации сероводорода в добываемом газе за счет абсорбции углеводородами обратной конденсации будет происходить до давления, близкого к его величине для максимальной конденсации углеводородов.
Уточнение промыслово-газодинамической модели месторождения
Для проектирования системы рациональной разработки месторождения одним из определяющих факторов является создание его про-мыслово-газодинамической модели. В период разведки не всегда удается получить правильное представление о строении месторождения. Исследования кернового материала позволяют получить данные о лито-фациальных особенностях и фшштрационно-емкостных свойствах коллектора в разрезе скважин лишь в отдельных точках площади, по которой корреляция этих данных не обладает достаточной детализацией. Поочередные исследования скважин не могут дать информацию о работе единой газодинамической системы залежи. Поэтому в разведочный период можно построить лишь геологическую модель месторождения.
В плане построения промыслово-газодинамической модели более эффективными являются исследования, проводимые в период разработки месторождения, т.е. эксплуатационный период на разных его стадиях может быть использован и как эффективное средство доразвед-ки месторождения, позволяющее уточнить его параметры как газодинамической системы.
В период разведки Оренбургского месторождения основная залежь была определена как массивная. Определяющую роль в уточнении ее строения сыграли исследования динамики продвижения контурных вод в комплексе с промыслово-геофизическими исследованиями разре зов скважин. Это дало возможность считать, что основная залежь ОГКМ имеет пластовое строение. В ее разрезе были выделены три основных эксплуатационных объекта, разделенных плотными слабо-проницаемыми экранами.
Большую помощь в уточнении промыслово-газодинамической модели месторождения могут оказать результаты газоаналитического контроля состава добываемой продукции. Результаты исследования начального распределения соотношения изомеров бутана в объеме основной залежи /102/ указывают на затрудненную сообщаемость пласта по вертикали, что характерно для месторождений пластового строения.
Сопоставление динамики концентрации сероводорода по скважинам, вскрывающим залежь на разных глубинах, с закономерностями начального распределения сероводорода по глубине показывает, что в процессе эксплуатации месторождения в ряде зон нарушено постоянство глубинного градиента концентрации сероводорода как между объектами, так и в пределах каждого из них (рис.4.1). Это также свидетельствует о затрудненности вертикальной газодинамической связи пластов и пропластков и преимущественно пообъектной фильтрации газа в пласте.
Анализ текущих карт изоконцентрат сероводорода, построенных по фактическим данным, и сравнение величин его концентрации в газах скважин, вскрывающих разные объекты, показали, что для одних скважин концентрация соответствует вскрытым объектам, для других такого согласования не наблюдается /27/. Так, например, при исследовании текущего распределения сероводорода в центральной зоне было установлено, что в газе скважины 108, вскрывавшей только I объект, концентрация сероводорода практически не отличается от таковой в газе Ш объекта, а высокий рабочий дебит скважины не характерен для плотных коллекторов артинского яруса. Подобные яв ления отмечены и на других участках центральной зоны: например, одинаковое содержание сероводорода в газах скважин 218 (I объект), 210, 212 (П объект).
В западной зоне месторождения отмечено различие концентрации сероводорода по скважинам, вскрывающим I (1,40 - 1,47$) и П (1,46-1,53$) объекты. На северных участках УКПГ-І и 12 установлен разнонаправленный массоперенос газа в зонах преимущественного дренирования П и Ш объектов, что приводит и к разнонаправленному изменению концентрации сероводорода. По скважинам, вскрывшим на этих участках I объект, заметного изменения концентрации не обнаружено, а их дебиты ниже, чем у скважин П и Ш объектов. Эти данные указывают на разобщенность I объекта с нижележащими, которые, в свою очередь, проявляют чередующуюся по площади связь и разобщенность между собой на локальных участках /27/.На ряде периферийных участков залежи пути наиболее интенсивных фильтрационных потоков газа проходят по зонам преимущественного вскрытия скважинами П эксплуатационного объекта (участки УКПГ-3,6,8, юго-западная часть участка УКПГ-7). Напротив, в зонах сосредоточения скважин, вскрывающих I объект, (участок УКПГ-10, южные зоны участка УКПГ-9, юго-восточная часть участка УКПГ-8) расстояния массопереноса невелики (см.рис.3.5). Из этого следует, что при высокой латеральной проводимости ассельских отложений, отнесенных к П объекту, на этих участках происходит преимущественно пообъектная фильтрация газа. Пообъектные фильтрационные потоки наблюдаются также в восточной части участка УКПГ-9, где имеется чередование по площади скважин, вскрывающих I и П объекты. В то время, как перетоки газа по I объекту на этом участке согласуются с одним из основных направлений вдоль большой оси складки, перетоки по П объекту направлены на юго-восток участка от зоны скважин 578,579 к контуру разбуривания объекта (скважинам 583, 584). Расположенные в этой зоне в непосредственной близости одна от другой скважины 581 (I объект) и 583 Ш объект) по данным многолетних наблюдений имеют заметно различающийся состав газа.
Таким образом, на ряде участков месторождения прослеживаются различные масштабы и дифференцированные направления фильтрационных перетоков газа, особенно в районах контуров объектов. Вместе с тем, выделяются зоны, где содержание сероводорода выдерживается по вертикали в пределах начального градиента между двумя объектами или даже по всей газонасыщенной толще. Такие зоны выделяются в центральной части месторождения, на участках, расположенных вдоль большой оси складки, на северном крыле месторождения, т.е. пластовый характер отработки залежи на этих участках не прослеживается.
Расстояния внутрипластовых перетоков газа, отмечаемые ежегодно по большей части площади месторождения, характерны для коллекторов с высокой проницаемостью, В карбонатных коллекторах такие масштабы массопереноса могут иметь место только при высоко развитой трещиноватости. Поскольку проницаемость трещин значительно больше проницаемости пор в матрицах, а латеральная трещинная проницаемость, в общем, на 1-2 порядка выше проницаемости вертикальной /17/, фильтрация газа по трещинам должна быть более интенсивной по напластованию.
С другой стороны, соотношение горизонтальной и вертикальной проницаемости карбонатов на ряде участков может изменяться в сторону преобладания последней Д7/. На таких участках создаются условия для вертикального газообмена между пластами и пропластка-ми, что ведет к усреднению состава газа между пластами или его инверсии по отношению к начальному.
