Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Исследование изменения физических свойств газа в залежах с аномально высокими пластовыми давлениями и высокой температурой . 8
1.1. Основные формулы расчета 8
1.2. Расчет коэффициента сверхсжимаемости газа (методика Dranchuk-Abou-Kassem) 10
1.3. Метод расчета изотермического коэффициента сжимаемости газа (Методика Dranchuk-Abou-Kassem) 16
1.4. Метод расчета коэффициента сверхсжимаемости Z газа (методика Lee-Kesler) 20
1.5. Характеристика истощения месторождений природного газа при постоянной температуре и объеме 26
1.6. Исследование изменения изотермического коэффициента сжимаемости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой 31
1.7. Исследование изменения запаса упругой энергии газа в процессе истощения залежи с высокими пластовыми давлениями при постоянном объеме 34
Глава 2. Выбор Методики расчета вязкости природного газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой 37
2.1. Методика Lee-Gonzales-Eakin 37
2.2. Метод сравнительных параметров для расчета вязкости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями (методика API) 40
2.3. Зависимость для расчета вязкости газа при высоком давлении (методика Carr-Kobayashi) 47
2.4.Выбор методики расчета вязкости 51
Глава 3. Прогнозирование дебитов скважин месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой 57
3.1 Механизмы генерации АВПД 57
3.2. Оценка влияния деформации коллектора на дебиты скважин 63
3.3. Прогнозирование дебитов скважин с учетом фактических свойств газа и пласта 70
Глава 4. Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой 84
4.1. Обоснование расчётных уравнений 84
4.2. Уравнения материального баланса для некоторых типичных случаев 89
4.3. Пример прогнозирования показателей разработки залежи природного газа с АВПД и высокой температурой 93
4.4. Расчет объемных свойств газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой 104
Основные результаты и выводы 113
Приложение 114
Литература 123-136
- Расчет коэффициента сверхсжимаемости газа (методика Dranchuk-Abou-Kassem)
- Метод сравнительных параметров для расчета вязкости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями (методика API)
- Оценка влияния деформации коллектора на дебиты скважин
- Уравнения материального баланса для некоторых типичных случаев
Введение к работе
Анализ исследований свойств газа, газоконденсата и коллектора показал, что наиболее эффективным остается комплексный подход, т.е. экспериментальные и аналитические методы исследования и учета этих характеристик в совокупности. В настоящее время имеется ряд работ, посвященных изучению влияния упругих свойств коллектора на показатели разработки месторождений с АВПД, при этом недостаточно внимания уделено определению свойств газа и газоконденсата. Особенно актуальным является определение свойств газа и газоконденсата в области высоких пластовых давлений и высоких температур, где экспериментальные данные дорогостоящие и требуют немалых затрат сил и времени, а расчетные методы требуют специального тестирования для применения в таких условиях. Важной теоретической и практической задачей также является комплексный подход к проектированию разработки месторождений с учетом изменения свойств газа и коллектора в зависимости от термобарических условий.
Цель работы. Определение свойств газа и коллектора с целью их комплексного учета при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой.
Основные задачи исследования.
(1). Выбор аналитических методов определения коэффициента сверхсжимаемости, вязкости, объемного коэффициента и др. свойств природных газов в широком термобарическом диапазоне, создание соответствующей инженерной методики расчета и оценка запаса упругой энергии газа.
(2). Обработка экспериментальных данных по исследованию кернов и получение зависимости проницаемости от давления типа k=f(P). Оценка дебитов газовых скважин с учетом деформации коллектора в процессе истощения газовой залежи.
(3). Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений пористости и проницаемости.
(4). Апробация методики определения коэффициента сверхсжимаемости газа, объемного коэффициента, вязкости и изотермического коэффициента сжимаемости газа для прогноза показателей разработки месторождений природного газа в условиях АВПД.
Методы решения поставленных задач. Для решения вышеперечисленных задач в диссертации использовались современные основы термодинамики углеводородных систем, подземной гидромеханики и физики пласта, решения уравнений математической физики, методы вычислительной математики и математической статистики.
Научная новизна.
(1). Предложена инженерная процедура расчета свойств газа для широкого диапазона термобарических условий в залежах с АВПД и высокой температурой.
(2). Оценена степень влияния изотермического коэффициента сжимаемости газа на коэффициент извлечения газа и запас его упругой энергии для залежей с АВПД и высокой температурой.
(3). Оценено влияние снижения проницаемости коллектора на дебиты скважин на основе лабораторных исследований для залежей с АВПД и высокой температурой.
Практическая ценность. Предложенные в работе инженерная процедура расчета позволяют аналитическим способом определить коэффициент сверхсжимаемости газа, объемный коэффициент, вязкость и изотермический коэффициент сжимаемости для широкой области высоких пластовых давлений и высоких температур, а также оценить запас упругой энергии газа при высоких пластовых давлениях и степень влияния изменения проницаемости коллектора на дебиты газовых скважин, что имеет место в газовых залежах с АВПД. Полученные в работе результаты позволяют прогнозировать показатели разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой на основе комплексного учета свойств газа и коллектора.
Аппробация диссертации. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах, а именно:
1.5-я всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России.
23-26 сентября 2003 года, Москва.
2. Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и
сотрудников вузов и научных организаций.
30-31 марта 2004 года, Москва.
3. Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и
газоконденсатных месторождений.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 печатные работы.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, приложения, результатов и выводов. Общий объём работы составляет 136 страниц, в том числе, 104 страницы машинописного текста, 32 рисунка и список литературы из 129 наименований.
Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Каневской Р.Д., заведующему кафедрой профессору Басниеву К. С. за содействие при поступлении в аспирантуру и в период обучения.
Автор выражает признательность всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений за доброе отношение, обсуждение работы и полезные советы при выполнении данной диссертации.
Расчет коэффициента сверхсжимаемости газа (методика Dranchuk-Abou-Kassem)
Латеральное тектоническое сжатие может привести к росту порового давления тем же путем, что и вертикальные напряжения, вызывающие появление АВПД при неравновесном уплотнении. Однако, этот эффект будет более существенным в современных тектонически активных областях. Известна, например, обширная зона с аномальным давлением, имеющая ширину 40-150 км и длину 650-800 км, связанная с трансформным разломом Сан Андреас в Калифорнии, аномально сжатые осадки обнаружены и под аккреционными призмами вблизи конвергентных краев. Соляной диапиризм также может вызвать появление зон АВПД в отдельных районах в окрестности диапи-ра. Например, широкое развитие в настоящее время аномально высоких пластовых давлений в подсолевых отложениях осадочного чехла и в приборто-вых внутренних частях Прикаспийской впадины на глубинах, превышающих 3700 м, вызвано активизацией здесь неотектонических движений.
В целом, тектонические процессы могут привести к быстрому возникновению зон АВПД и к столь же быстрой их релаксации в зависимости от геологического строения области и от характера тектонической активности в районе.
Исследования последних 10 лет подтверждают тот факт, что рост АВПД за счет механизмов изменения объёма пор будет эффективным лишь при хорошем качестве изоляции жидкости (ловушки). Это в особой степени относится к акватермальному механизму генерации АВПД, так как расширение объёма жидкости при этом оказывается сравнительно малым (на 1,65% при росте температуры от 54 до 93С) и легко диссипирует путем истечения жидкости из объема в том числе и в низкопроницаемых породах. Прямые расчеты показывают, что акватермальное повышение порового давления оказывается пренебрежимым по сравнению с эффектом неравновесного уплотнения даже в породах с проницаемостью 3-Ю"12 мД, тогда как измеренная проницаемость реальных глин варьирует от 1 10"1 - 1 10"8 мД. Ряд процессов, типа выделения газа и образования в порах двух или более фаз, могут уменьшать проницаемость песчаных пород и глин почти на 90% и все-таки этого не достаточно, чтобы обеспечить качественные ловушки для акватер-мального механизма повышения порового давления. Согласно современным воззрениям, этот механизм может быть эффективным либо в идеально непроницаемых эвапоритовых толщах, либо в течение очень короткого времени при внедрении интрузий.
Еще сравнительно недавно дегидратация смектита рассматривалась как основной процесс, ответственный за возникновение зон АВГЩ во многих бассейнах. Однако, последующие работы показали, что рост объема жидкости, связанный с этим процессом, будет слишком мал и не сможет генерировать заметных АВПД, даже при идеальных ловушках для жидкости. Более того, реакции дегидратации будут подавляться с ростом порового давления. Что же касается перехода смектита в иллит, то исследования показывают, что соответствующие реакции достаточно медленны и в условиях реальных бассейнов должны приводить к плавному, постепенному (а не обвальному) высвобождению воды. Их влияние на формирование аномальных поровых давлений носит вторичный, косвенный характер и связано с тем, что высвобождающиеся в реакциях ионы осаждаются как цемент, уменьшая проницаемость глин и прилегающих резервуаров и формируя гидролитические ловушки в верхних горизонтах зон с аномальным давлением.
Реакции преобразования гипса в ангидрит имеют место при температурах от 40 до 60 С и приводят к потере 39% связанной воды. Этот процесс может генерировать АВПД на глубинах порядка 1 км, но маловероятно его участие в создании аномальных зон на больших глубинах.
Рост цементации приводит к уменьшению размеров пор, а растворение минералов - к их увеличению. Способность этих процессов создавать аномальные поровые давления зависит от того, насколько замкнутой является система, в которой имеют место эти процессы. В настоящее время отсутствуют геологические примеры с достоверными доказательствами существенного участия указанных процессов в формировании зон аномальных давлений. Однако, влияние цементации на уменьшение проницаемости пород и стимулирование через это формирования АВПД в механизме неравновесного уплотнения вполне вероятно.
Преобразование керогена в жидкие УВ, газ, остаток и сопутствующие продукты сопровождается увеличением объёма результирующего продукта, что в изолированной системе приводит к возникновению АВПД. Однако, при оценке процесса необходимо учитывать, что степень расширения объёма заметно варьирует с изменением типа керогена [122]. Изменение объёма пород при преобразовании керогена будет сильно варьировать и в зависимости от состава генерированных газов и плотности остаточного керогена и кокса. В то же время доказательства роста порового давления при созревании органическими веществами следуют из самого факта первичной миграции углево- дородов из слабопроницаемых материнских пород. Эта миграция предполагает высокие внутренние поровые давления в материнских породах, которые способствуют выделению нефти через микропоры или микротрещины. Давления, обусловленного лишь плавучестью УВ, будет явно недостаточно для первичной миграции УВ.
Некоторые авторы рассматривают генерацию газа при крекинге жидких УВ как вероятный механизм образования АВПД на больших глубинах. Крекинг нефти будет стартовать при температурах: Т=120-140С и завершается при температурах около 180С. Единица объёма стандартной сырой нефти при крекинге дает 534,3 объёма газа (при стандартных Р-Т условиях) и небольшое количество графитового остатка. Расчеты показывают, что крекинг только 1% нефти способен повысить поровое давление до литостатиче-ского, т.е. превышающего предел гидрорастрескивания [121]. Ряд примеров зон глубоких АВПД в юрских и триасовых резервуарах бассейна Северного моря и бассейнов Миссисипи и Алабама могут свидетельствовать о возможности такого механизма формирования зон АВПД.
Из вышесказанного следует, что механизмами формирования АВПД являются неравновесное уплотнение; тектоническое сжатие; акватермальное расширение жидкости; диагенез пород; генерация углеводородов; течение грунтовых вод и другие.
Метод сравнительных параметров для расчета вязкости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями (методика API)
Анализ исследований свойств газа, газоконденсата и коллектора показал, что наиболее эффективным остается комплексный подход, т.е. экспериментальные и аналитические методы исследования и учета этих характеристик в совокупности. В настоящее время имеется ряд работ, посвященных изучению влияния упругих свойств коллектора на показатели разработки месторождений с АВПД, при этом недостаточно внимания уделено определению свойств газа и газоконденсата. Особенно актуальным является определение свойств газа и газоконденсата в области высоких пластовых давлений и высоких температур, где экспериментальные данные дорогостоящие и требуют немалых затрат сил и времени, а расчетные методы требуют специального тестирования для применения в таких условиях. Важной теоретической и практической задачей также является комплексный подход к проектированию разработки месторождений с учетом изменения свойств газа и коллектора в зависимости от термобарических условий.
Цель работы. Определение свойств газа и коллектора с целью их комплексного учета при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой. Основные задачи исследования. (1). Выбор аналитических методов определения коэффициента сверхсжимаемости, вязкости, объемного коэффициента и др. свойств природных газов в широком термобарическом диапазоне, создание соответствующей инженерной методики расчета и оценка запаса упругой энергии газа. (2). Обработка экспериментальных данных по исследованию кернов и получение зависимости проницаемости от давления типа k=f(P). Оценка дебитов газовых скважин с учетом деформации коллектора в процессе истощения газовой залежи. (3). Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений пористости и проницаемости. (4). Апробация методики определения коэффициента сверхсжимаемости газа, объемного коэффициента, вязкости и изотермического коэффициента сжимаемости газа для прогноза показателей разработки месторождений природного газа в условиях АВПД. Методы решения поставленных задач. Для решения вышеперечисленных задач в диссертации использовались современные основы термодинамики углеводородных систем, подземной гидромеханики и физики пласта, решения уравнений математической физики, методы вычислительной математики и математической статистики. Научная новизна. (1). Предложена инженерная процедура расчета свойств газа для широкого диапазона термобарических условий в залежах с АВПД и высокой температурой. (2). Оценена степень влияния изотермического коэффициента сжимаемости газа на коэффициент извлечения газа и запас его упругой энергии для залежей с АВПД и высокой температурой. (3). Оценено влияние снижения проницаемости коллектора на дебиты скважин на основе лабораторных исследований для залежей с АВПД и высокой температурой. Практическая ценность. Предложенные в работе инженерная процедура расчета позволяют аналитическим способом определить коэффициент сверхсжимаемости газа, объемный коэффициент, вязкость и изотермический коэффициент сжимаемости для широкой области высоких пластовых давлений и высоких температур, а также оценить запас упругой энергии газа при высоких пластовых давлениях и степень влияния изменения проницаемости коллектора на дебиты газовых скважин, что имеет место в газовых залежах с АВПД. Полученные в работе результаты позволяют прогнозировать показатели разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой на основе комплексного учета свойств газа и коллектора. Аппробация диссертации. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах, а именно: 1.5-я всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. 23-26 сентября 2003 года, Москва. 2. Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций. 30-31 марта 2004 года, Москва. 3. Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 печатные работы. Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, приложения, результатов и выводов. Общий объём работы составляет 136 страниц, в том числе, 104 страницы машинописного текста, 32 рисунка и список литературы из 129 наименований. Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Каневской Р.Д., заведующему кафедрой профессору Басниеву К. С. за содействие при поступлении в аспирантуру и в период обучения. Автор выражает признательность всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений за доброе отношение, обсуждение работы и полезные советы при выполнении данной диссертации.
Оценка влияния деформации коллектора на дебиты скважин
Пористость пород, как отмечалось выше, зависит от эффективного напряжения а = S - р, где р есть давление жидкости в порах, S есть литостатическое давление (нагрузка): где ps - плотность осадочной породы. При медленном погружении осадки будут нормально уплотнены, т.е. будет равновесие между нагрузкой и сокращением объёма пор в ответ на увеличение эффективных напряжений S. При этом давление поровой жидкости р будет оставаться гидростатическим: где /v - плотность воды в порах. Быстрое погружение требует быстрого оттока воды из пор. Тогда, если жидкость не может покинуть область консолидации достаточно быстро, например, в силу низкой проницаемости вмещающих пород, давление поровой жидкости начинает превышать гидростатическое. Такой процесс известен как неравновесное уплотнение, и он характерен, например, для таких бассейнов как Галф Коаст, Каспийское и Северное моря [114]. При этом поровое давление не превосходит литостатическое. Однако, оно может превышать прочность пород на растяжение, и тогда развивается гидролитическое растрескивание. Предел прочности на растяжение составляет обычно 70 - 90% от напряжения нагрузки, но может быть и выше на глубинах 5000 и более м. На глубинах меньших 1300 - 2000 м гидролитическое растрескивание за счет повышения давления при неравновесном уплотнении маловероятно, так как проницаемость осадков здесь не будет достаточно низка, чтобы обеспечить сохранение жидкости даже при скоростях отложения осадков, превосходящих 600 м/млн. лет.
Условиями, способствующими неравновесному уплотнению, являются быстрое погружение и низкая проницаемость пород, например, мощные слои глин, сланцев, мраморов при быстром погружении. Зоны АВПД могут развиваться и в высокопроницаемых слоях резервуаров при условии их изоляции внутри низкопроницаемых пород или при ограничении латеральной проницаемости слоя. Численные оценки в работе [127] показывают, что при скоростях осадконамопления меньших 100 м/млн. лет появление зон АВПД за счет механизма неравновесного уплотнения маловероятно. Согласно оценкам, максимально допустимая проницаемость пород, способная в течение более миллиона лет поддерживать свойства ловушки, составляет 10"21 -10"23 м2 (10"6 - 10 мД; ), в то время как большинство измеренных проницаемостей глин превышают этот предел. Поэтому аномальное давление, создаваемое неравновесным уплотнением, относится, как правило, к нестационарным эффектам. Со временем оно должно диссипировать либо за счет медленного вертикального потока жидкости и газа, либо за счет латеральной миграции через водоносные горизонты, вмещенные в слои глинистых сланцев.Латеральное тектоническое сжатие может привести к росту порового давления тем же путем, что и вертикальные напряжения, вызывающие появление АВПД при неравновесном уплотнении. Однако, этот эффект будет более существенным в современных тектонически активных областях. Известна, например, обширная зона с аномальным давлением, имеющая ширину 40-150 км и длину 650-800 км, связанная с трансформным разломом Сан Андреас в Калифорнии, аномально сжатые осадки обнаружены и под аккреционными призмами вблизи конвергентных краев. Соляной диапиризм также может вызвать появление зон АВПД в отдельных районах в окрестности диапи-ра. Например, широкое развитие в настоящее время аномально высоких пластовых давлений в подсолевых отложениях осадочного чехла и в приборто-вых внутренних частях Прикаспийской впадины на глубинах, превышающих 3700 м, вызвано активизацией здесь неотектонических движений.
В целом, тектонические процессы могут привести к быстрому возникновению зон АВПД и к столь же быстрой их релаксации в зависимости от геологического строения области и от характера тектонической активности в районе.
Исследования последних 10 лет подтверждают тот факт, что рост АВПД за счет механизмов изменения объёма пор будет эффективным лишь при хорошем качестве изоляции жидкости (ловушки). Это в особой степени относится к акватермальному механизму генерации АВПД, так как расширение объёма жидкости при этом оказывается сравнительно малым (на 1,65% при росте температуры от 54 до 93С) и легко диссипирует путем истечения жидкости из объема в том числе и в низкопроницаемых породах. Прямые расчеты показывают, что акватермальное повышение порового давления оказывается пренебрежимым по сравнению с эффектом неравновесного уплотнения даже в породах с проницаемостью 3-Ю"12 мД, тогда как измеренная проницаемость реальных глин варьирует от 1 10"1 - 1 10"8 мД. Ряд процессов, типа выделения газа и образования в порах двух или более фаз, могут уменьшать проницаемость песчаных пород и глин почти на 90% и все-таки этого не достаточно, чтобы обеспечить качественные ловушки для акватер-мального механизма повышения порового давления. Согласно современным воззрениям, этот механизм может быть эффективным либо в идеально непроницаемых эвапоритовых толщах, либо в течение очень короткого времени при внедрении интрузий.
Уравнения материального баланса для некоторых типичных случаев
Высокие значения псевдокритического давления 4,865 МПа и приведенного давления 22,0451 являются важным отличием залежи газа с высокими пластовыми давлениями от газовой залежи с нормальными термобарическими условиями. (1). Приведенная плотность составляет 1,788. Это значение также редкое. Плотность газа в пласте составляет 333,236 кг/м3, коэффициент сверхсжимаемости составляет 1,7935. Объемный коэффициент газа составляет 2,53904-10", что относительно хорошо совпадает с лабораторными данными. Результаты расчета коэффициента сверхсжимаемости в зависимости от пластового давления при истощении газовой залежи представлены на рис. 4.10. В связи с тем, что в газе содержится малое количество конденсата, минимум кривой имеет относительно большое значение (больше 0,9). (2). На рис. 4.11 показано изменение плотности газа в пласте и объемного коэффициента газа. Из рисунка видно, что в диапазоне низкого давления кривая более крутая. Это говорит о том, что объем резко меняется при изменении давления. Но в диапазоне высокого давления кривая пологая, что свидетельствует о том, что объем газа меньше меняется при изменении давления в связи с уменьшением сжимаемости газа в пласте. Начальный объемный коэффициент газа составляет 2,539 10"3 м3 /н.м3, обратная величина составляет 393,9 н.м3 /м3. Процесс истощения в целом можно разделить на три стадии: Первая стадия- стадия быстрого снижения давления, давление находится в диапазоне 101,11 -80 МПа; Вторая стадия - стадия замедленного снижения давления. В этой стадии скорость падения давления постепенно снижается, давление примерно находится в диапазоне 80 -40 МПа; Третья стадия- стадия стабильного снижения давления. В этой стадии пластовое давление залежи стабильно снижается с низкой скоростью и до конца истощения. (3). На рис. 4.12 приведены кривая зависимости безразмерного давления от текущего КИГ и кривая разности между коэффициентами извлечения реального газа и идеального газа. Из рисунка видно, что в начальный период разработки максимальный разрыв составляет 26,3%. (4). На рис. 4.13 приведены кривые изменения запаса упругой энергии реального газа залежи и запаса упругой энергии идеального газа. Из рисунка видно, что в начальный период разработки запас упругой энергии реального газа составляет 32,9% от идеального, т.е. составляет только треть от значения идеального газа. (5). На рис. 4.14 приведена кривая изменения вязкости пластового газа от давления, которая показывает необходимость учета изменения вязкости газа в процессе разработки залежи с высокими пластовыми давлениями.
