К оглавлению

ЗАВИСИМОСТЬ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ нефти ОТ ВИДА РАЗГАЗИРОВАНИЯ

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

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 С_5+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).

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

где ρ₀ - плотность сепарированной нефти, кг/м³; ρ_g - плотность сепарированного газа, кг/м³; GOR - газосодержание, м³/м³; ρ_rf - плотность пластового флюида при начальных Р и Т, кг/м³.

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).

На примере месторождения Карачаганак показано сопоставление модельных пластовых нефтей с газосодержанием по стандартной сепарации 315; 530; 880 м³/м³. По вертикали приведены разность значений газосодержания (GLR), объемного коэффициента (В₀) 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).

Так, на Южно-Первомайском месторождении удельные запасы компонентов группы С_5+Высш при использовании значений параметров на основе дифференциального разгазирования (без учета С_5+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.

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_+ВЬ|СШ 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 разгазировани- ем, ближе к потенциальным суммарным значениям. Это объясняется тем, что при ступенчатой сепарации испарение УВ группы С_5+ВЬ1СШ 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 легко- кипящих УВ (до 9 % начальной потенциальной массы C5+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 (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.), 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.

В зарубежной практике при вводе данных в гидродинамический симулятор "Black Oil” восполнение потерь компонентов С_5+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.

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. 2008

Abstract

Among calculation parameters characterizing physico-chemical properties of formation oil are the volume factor, gas content and density of separated oil under standard conditions. Experimental determination of these parameters is done by three ways.

In evaluating formation oil reserves (especially volatile) it should be used data of stepped separation. It is recommended to introduce changes in instruction of State Reserves Committee aiming researchers at using results of differential degassing and not reflecting adequately phase variations occurring in reservoirs and wells. Besides, practical using of a variant of differential degassing requires for significant timely expenses and may lead to tangible experimental errors and as consequence produce certain problems in adapting compositional model of reservoir fluid. For reliable adaptation it is better to use investigation data at constant mass as well as results of stepped and standard separation.

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

Параметры	Ступенчатая сепарация		Стандартная сепарация		Дифференциальное разгазирование		Пластовая нефть
	нефть	Газовая фаза	нефть	Газовая фаза	нефть	Газовая фаза
1	2	3	4	5	6	7	8
Остролукское, С1^vbb, скв. 1, интервал глубин 1179-1187 м
Пластовое давление, МПа							12,38
Пластовая температура, °С							37,5
Объемный коэффициент	1,129		1,157		1,137
Газосодержание,
м^3/т	55,5		63,1		58,0
м^3/м^3	45,5		52,0		47,6
Плотность флюидов, кг/м^3	819,3	1,2417	824,6	1,3943	821,0	1,2857	775,6
Плотность сухого газа, кг/м^3		1,1432		1,2111		1,1617	1,3101
Плотность С5+высш, кг/м^3	827,9	652,1	831,1	653,6	824,8	652,2	821,4
Содержание С5+высш по составу,
г/м^3		138,0		270,9		177,3
мас. %	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
мас. %	99,21	0,79	98,27	1,73	98,95	1,05	100,00
Терновское, D2^ef kl, скв. 5, интервал глубин 2836-2850 м
Пластовое давление, МПа							28,99
Пластовая температура, °С							90,0
Объемный коэффициент	1,111		1,130		1,163
Газосодержание,
м^3/т	44,1		49,0		57,3
м^3/м^3	36,6		40,9		48,2
Плотность флюидов, кг/м^3	831,0	1,0444	834,5	1,2131	840,2	1,4562	782,6
Плотность сухого газа, кг/м^3		0,915898		0,975153		1,019138	1,084100
Плотность С5+Высш, кг/м^3	837,3	655,2	838,8	637,7	842,7	658,1	831,5
Содержание С5+Высш по составу,
г/м^3		167,1		168,0		590,1
маc. %	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
маc. %	99,25	0,75	98,44	1,56	96,66	3,34	100,00
Памятно-Сасовское, D3^fevlv, скв. 25, интервал глубин 2667-2674 м
Пластовое давление, МПа							24,26
Пластовая температура, °С							77,7
Объемный коэффициент	1,332		1,399		1,416
Г азосодержание,
м^3/т	154,7		175,0		178,5
м^3/м^3	128,9		147,7		150,9
Плотность флюидов, кг/м^3	833,8	0,9004	843,9	1,0408	845,4	1,0878	712,9
Плотность сухого газа, кг/м^3		0,8789		0,9564		0,9452	0,9717
Плотность С5+высш, кг/м^3	840,0	646,6	845,9	653,7	846,2	663,8	839,0
Содержание С5+высш по составу,
г/м^3		27,6		140,9		182,1
мас. %	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
мас. %	99,56	0,44	97,57	2,43	96,78	3,22	100,00
Южно-Первомайское, D2^gvvb, скв. 27, интервал глубин 3629-3634 м
Пластовое давление, МПа							33,20
Пластовая температура, °С							97,0
Объемный коэффициент	2,827		3,126		4,413
Газосодержание,
м^3/т	735,0		830,5		1218,5
м^3/м^3	569,4		655,5		97 ,9
Плотность флюидов, кг/м^3	774,7	0,9813	789,3	1,0453	802,6	1,3080	471,7
Плотность сухого газа, кг/м^3		0,9524		0,9734		0,9774	0,9792
Плотность С5+ВЬ1СШ, кг/м^3	788,1	643,3	793,7	650,3	805,8	732,1	782,2
Содержание С5+высш по составу,
г/м^3		38,3		106,9		404,9
мас. %	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
мас. %	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.

Рис. 1. ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ. м³/м³

Сепарация.- А - ступенчатая. Б - стандартная, Б - дифференциальное разгазирование; 1 - Южно-Первомайское месторождение. D₂vb. скв. 27; 2 - Остролукское, C₁bb, скв. 1

Рис. 2. ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ

Сепарация: А - ступенчатая. Б - стандартная. В- дифференциальное разгазирование; уел. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ РАЗГАЗИРОВАНИЯ, кг/м³

Сепарация: А - ступенчатая. Б - стандартная. Б - дифференциальное разгазирование; уел. обозн. см. на рис. 1

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

Уел. обозн. см. на рис. 4

Рис. 6. РАЗНОСТЬ ЗНАЧЕНИЙ ПЛОТНОСТИ СЕПАРИРОВАННОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК

Рис. 7. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПОДСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (С_5+высш) ПРИ 8-ми СТУПЕНЧАТОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ РАЗГАЗИРОВАНИИ (при изменении свойств пластовой нефти и термобарических условий)

Месторождения: А - Остролукское, C₁vbb, 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

Рис. 8. ЖИДКОСТЬ ИЗ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ ПО ОТНОШЕНИЮ К СУММАРНОМУ ОБЪЕМУ ГАЗА СЕПАРАЦИИ ВСЕХ СТУПЕНЕЙ

Месторождения: 1 - Карачаганак, скв. 33, Т= 84 °С; 2- Карачаганак, скв. 6,Т= 84 °С; 3-Тенгиз, скв. 39, Т= 107 °С

Рис. 9. КОРРЕКТИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА В₀^cor

Рис. 10. КОРРЕКТИРОВАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ GOR₅^cor