ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ

ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ

ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ

С.А. Заночуев, Д.Р. Крайн, И.М. Шафиев

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Характеристики пластовых нефтей условно можно подразде-лить на следующие группы:

1) статические, или начальные, включающие исходные: ком-понентный состав, газосодержание, объемный коэффициент, плот-ность, сжимаемость и др., которые используются прежде всего для оценки запасов нефти и газа, а также для инициализации началь-ных условий гидродинамических моделей залежей;

2) условно динамические, включающие основной параметр – давление насыщения, а также изменение статических характери-стик (плотность, газосодержание, объемный коэфициент и т.д.) при изменении давления и температуры в ходе разработки залежи или движении газонефтяной смеси по стволу скважины и техноло-гическому оборудованию;

3) технологические, используемые в основном в целях про-ектирования эффективного использования нефти в переработке, а также борьбы с осложнениями в наземном и скважинном обору-довании. Это прежде всего содержание твердых асфальтосмоли-стых и парафиновых структур в нефти, а также разгонки на раз-личные (бензиновые, керосиновые, дизельные и др.) фракции.

Для получения такого широкого спектра характеристик пласто-вых нефтей требуется обеспечение отбора представительных и ка-чественных проб. Для этого необходимо соблюдение обязательных условий, которые регламентируются в настоящее время ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». Как известно, определение достовер-ных характеристик пластовых нефтей возможно лишь на основе исследований глубинных проб, которые следует отбирать на ми-нимальном режиме работы скважины или в статических условиях сразу после остановки скважины.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ 37

Обязательным условием представительности глубинных проб является превышение давления в точке отбора над давлением на-сыщения данной пластовой нефти. При несоблюдении данного условия система переходит в двухфазное состояние, характери-стики получаются ошибочными, с завышенным газосодержанием. При технологической невозможности соблюдения условия по дав-лению насыщения определение пластовых характеристик прово-дят на основе рекомбинированных образцов, составленных из се-параторных проб сырой нефти и попутного выделившегося газа.

Еще одним условием обеспечения представительности являет-ся обеспечение температурного режима отбора проб: температура отбора должна превышать температуру начала кристаллизации па-рафинов, чтобы избежать выпадения и осаждения твердой фазы из нефти в трубах и технологическом оборудовании.

Поэтому выбор технологии отбора и исследования проб для получения достоверных характеристик должен рассматриваться для каждого месторождения индивидуально.

Так, например, Чаяндинское нефтегазоконденсатное место-рождение, находящееся в Республике Саха (Якутия), характеризу-ется аномально низкой пластовой температурой 9–11 ºС (табл. 1). Наряду с основными газоконденсатными залежами на месторож-дении были подтверждены нефтяные оторочки ботуобинского и хамакинского горизонтов промышленного значения.

Таблица 1

Основные характеристики нефтенасыщенных объектов Чаяндинского НГКМ

Характеристика Значение характеристики

Объекты Ботуобинский, хамакинский

Глубина залегания, м 1500

Пластовое давление, МПа 12,5–13,5

Пластовая температура, ºС 9–11

Если нефть с хамакинского горизонта была получена лишь в конце 2011 г., то нефтяная оторочка ботуобинского горизонта на данном этапе подготавливается к запуску в ОПЭ в 2014 г.

Из основных характеристик пластовой нефти ботуобинского горизонта (табл. 2) обращают на себя внимание два параметра – давление насыщения, соответствующее пластовому давлению

38 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

в залежи, и пластовая температура, близкая к температуре начала кристаллизации парафинов.

Таблица 2

Основные параметры пластовой нефти ботуобинского горизонта

Наименование параметра Значение параметра

Давление насыщения, МП а 13,5

Газосодержание, м3/м3 81,5

Объемный коэффициент 1,019

Вязкость, мПа·с 10,3

Плотность, кг/м3 826,7

Температура насыщения нефти парафи ном, ºС 11,0

В связи со сложностью отбора представительных глубинных проб при разработке залежи была сформирована задача найти и обосновать достоверность аналитических методов определения параметров пластовых нефтей в условиях низких пластовых тем-ператур нефтенасыщенных пластов Чаяндинского месторождения, что позволило определить параметры нефти в отсутствие предста-вительных глубинных проб, а также заменить значительный объем трудоемких экспериментальных методов на простые расчеты по аналитическим формулам.

Данная задача решалась в три этапа: промысловый, экспери-ментальный и аналитический.

На промысловом этапе за последние два года были проведены исследования трех объектов ботуобинского и хамакинского гори-зонтов. По ботуобинскому горизонту – исследования скв. 321-14 и 321-40, где были отобраны полные комплекты глубинных и сепа-раторных проб, необходимых для проведения дальнейших экспе-риментов. Качество отобранных глубинных проб в промысловых условиях контролировалось путем определения давления насыще-ния при стандартной температуре в каждом отобранном пробоот-борнике. Все пробы доставлялись в лабораторию Корпоративного центра исследований пластовых систем ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Следующий этап решения поставленной задачи включал по-становку и проведение экспериментальных исследований ото-бранных на промысле проб.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ 39

Экспериментальные исследования выполнялись на установке Chandler Engeneering (модель 3000), обладающей следующими ха-рактеристиками: объем нефтяной ячейки – 400 см3; максимальное давление – около 100 МПа; диапазон температур – от 3 до 200 оС (рис. 1). Бóльший интерес для исследований представлял нижний диапазон температур, так как пластовая температура месторожде-ния – ниже стандартной. Для создания пониженных температур в термошкаф подавался охлажденный с помощью креостата воздух.

Для проведения различных экспериментов установка осна-щена дополнительным оборудованием, таким как высокоточные прессы, сухой газометр, сепаратор и др. Для измерения плотно-сти пластовой нефти в технологическую линию включен плотно-мер Anton Paar DMA 512P; вязкость определяется двумя типами вискозиметров – капиллярным и электромагнитным. Для измере-ния температуры начала кристаллизации парафинов в линию так-же включена так называемая система обнаружения твердой фазы.

Для решения поставленных задач был выполнен большой объ-ем экспериментальных исследований, в ходе анализа которых были получены следующие зависимости: давление насыщения

Рис. 1. Принципиальная схема системы Chandler Engeneering (РVT Chandler 3000-GL)

40 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

от газосодержания; давление насыщения от температуры; объем-ный коэффициент от газосодержания; вязкость пластовой нефти от температуры. Диапазоны данных, используемых при эксперимен-те, представлены в табл. 3.

Таблица 3

Диапазоны данных, используемых при экспериментах

Параметр Диапазон данных

Газосодержание, м3/м3 20–100

Давление насыщения, МПа 4–16

Температура, оС 8–20

Выполненный комплекс промысловых и экспериментальных ис-следований позволил подготовить информационную почву для раз-вития аналитических методов определения некоторых параметров пластовой нефти Чаяндинского месторождения.

Начиная с середины прошлого века различные исследователи занимались развитием корреляционных зависимостей для опреде-ления параметров пластовых нефтей. Как известно, они зачастую привязаны к географическому региону, на основе данных которо-го эти зависимости получают, и, как правило, являются полезны-ми для интерполяции и непригодными для экстраполяции, т.е. ра-ботают в определенном диапазоне данных. Так как в рассматри-ваемом случае объектом исследования является «обычная» по га-зосодержанию, плотности и другим параметрам нефть, но место-рождение характеризуется аномально низкой пластовой темпера-турой, на рис. 2 представлены температурные диапазоны наиболее

Рис. 2. Температурные диапазоны известных корреляций

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ 41

известных и применимых корреляций. Диаграмма рис. 2 отражает, что ни одна из корреляций не охватывает температурный диапазон Чаяндинского НГКМ. Это не удивительно, так как по этому пара-метру месторождение является в своем роде уникальным.

В связи с этим на основании имеющихся данных были про-изведены расчеты ключевых параметров пластовой нефти Чаяндинского месторождения с использованием известных корре-ляций. Сравнивали общий параметр и получали процент среднего отклонения, определяемый по формуле:

1% .X X

N X−

=

В табл. 4 и 5 показано, что практически все корреляции имеют значительное отклонение от экспериментальных данных (некото-рые – до 50 %). Поэтому, используя известную корреляцию, мето-дами регрессионного анализа подобрали коэффициенты для наи-большей сходимости расчетных и экспериментальных данных.

Таблица 4

Корреляции давления насыщения

Корреляции %

Standing, 1957 [1] 7,1

Vazquez – Beggs, 1980 [2] 19,3

Claso, 1980 [3] 6,9

Al-Marhoun, 1988 [4] 8,1

Petrosky – Farshad, 1993 [5] 42,3

Al-Shammasi, 1999 [6] 6,7

Dindoruk – Christman, 2001 [7] 18,8

Dokla – Osman, 1992 [8] 14,6

Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, Ю.Н. Скороваров,

Ю.И. Филяс, 1980 [10]27,0

Lasater, 1958 [12] 42,4

Kartoatmojo, Schmidt, 1994 [9] 11,2

Movagharnejad, 1999 [13] 8,2

42 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Таблица 5

Корреляции газосодержания

Корреляции %

Standing, 1957 [1] 23,4

Vazquez – Beggs, 1980 [2] 12,4

Claso, 1980 [3] 2,8

Al-Marhoun, 1988 [4] 42,0

Petrosky – Farshad, 1993 [5] 84,3

Rollings, McCain Jr, 1990 [14] 27,2

P.P. Valko′, W.D. McCain Jr., 2003 [11] 11,6

Lasater, 1958 [12] 42,5

Kartoatmojo, Schmidt, 1994 [9] 21,2

Movagharnejad, 1999 [13] 14,0

Ниже представлены корреляция Glaso, 1980-го года и обнов-ленные коэффициенты, по которым получены наиболее близкие к экспериментальным данным значения (табл. 6–8).

Давление насыщения:1

2

3;

kk

sk

g API

R TX =γ γ

24 5 ( )10 .6k k logX+k logX

bP+=

Таблица 6

Коэффициент Начальный Предлагаемый

k1 0,816 0,733

k2 0,172 0,275

k3 0,989 1,025

k4 1,7669 1,8523

k5 1,7447 1, 752

k6 –0,30218 –0,29553

Газосодержание:( )( )0,5

1 2 310 bk k k log PX

− += ;

64

5

kkAPI

s g kRTγ= γ .

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ 43

Таблица 7

Коэффициент Начальный Предлагаемый

k1 2,8869 2,7584

k2 14,1812 13,6051

k3 –3,3093 –3,2127

k4 0,9890 1,0025

k5 0,1720 0,1841

k6 1,2255 1,2675

Объемный коэффициент:1

2

kg

so

X R k Tγ

= +γ

;

23 4 5( ) ( )1 10k k log X k log X

obB+ += + .

Таблица 8

Коэффициент Начальный Предлагаемый

k1 0,526 0,621

k2 0,968 0,972

k3 –0,658511 –6,5706

k4 2,91329 2,923

k5 –0,27683 –0,28150

В работе отображены только три параметра, однако в настоя-щее время активно ведется сбор экспериментального материала и анализируются такие параметры, как вязкость и плотность пласто-вой нефти, коэффициенты сжимаемости и другие важные харак-теристики, используемые при проектировании разработки место-рождений.

По результатам анализа проб с хамакинского горизонта так-же вскоре будет получен новый экспериментальный материал для продолжения работ.

В заключение можно сделать несколько выводов. Важной зада-чей информационного обеспечения процессов разработки и проек-тирования систем сбора и подготовки является поиск аналитиче-ских методов, позволяющих с достаточной точностью определить параметры нефтегазовой системы на различных этапах добычи

44 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

и подготовки продукции. Это особенно актуально в затруднен-ных условиях получения достоверной информации (как в случае Чаяндинского месторождения).

Получение представительных проб позволило провести большой объем экспериментальных исследований на высокоточном измери-тельном оборудовании в широком диапазоне определяемых парамет-ров и термобарических характеристик, а также систематизацию и анализ известных методик расчета параметров пластовых нефтей, и определить их применимость для нефтей Чаяндинского НГКМ.

На основе выполненного анализа были обозначены наиболее подходящие методы определения некоторых параметров пласто-вых нефтей с учетом фактического экспериментального материала.

Список литературы1. Standing M.B. A pressure-volume-temperature correlation for

mixtures of California oils and gases / M.B. Standing // Drilling and Production Practice. – API. – P. 275–287.

2. Vasquez M.E. Correlations for Fluid Physical Property Prediction / M.E. Vasquez, H.D. Beggs // JPT. – June 1980. – P. 968–970.

3. Glaso O. Generalized pressure-volume-temperature correlations / O. Glaso // JPT. – May 1980. – P. 785–795.

4. Al-Marhoun M.A. PVT correlations for Middle East Crude Oils/ M.A. Al-Marhoun // JPT. – 1988. – P. 650–665.

5. Petrosky G.E.Jr. Pressure-volume-temperature correlations for Gulf of Mexico crude oils / G.E.Jr. Petrosky, F.F. Farshad // SPE 26644 Presented at 68th Annual Meeting of the Society of Petroleum Engineers. – Houston, Texas, USA, 199 3. – P. 3–6.

6. Al-Shammasi A.A. Bubble point pressure and oil formation volume factor correlations / A.A. Al-Shammasi // Paper SPE 53185 Presented at the SPE Middle East Oil Show. – Bahrein, 1999. – P. 20–23.

7. Dindoruk B. PVT properties and viscosity correlations for Gulf of Mexico oils / B. Dindoruk, P.G. Christman // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – New Orleans, Louisiana, 2001.

8. Dokla M. Correlation of PVT properties for the UAE crudes / M. Dokla, M.E. Osman // SPE Formation Evaluation. – 1992. – P. 41–46.

9. Kartoatmodjo T. Large data bank improves crude physical property correlations / T. Kartoatmodjo, Z. Schmidt // Oil Gas J. – July 1994. – P. 51– 55.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ 45

10. Требин Г.Ф. Новый метод определения параметров нефти и газа, используемых при подсчете запасов / Г.Ф. Требин, Ю.В. Ка-пырин, Ю.Н. Скороваров, Ю.И. Филяс // Геология нефти и газа. – 1980. – № 10. – С. 14–17.

11. Valko´ P. P. Reservoir oil bubblepoint pressures revisited; solution gas–oil ratios and surface gas specifi c gravities / P.P. Valko´, W.D. McCain Jr. // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2003. – № 37. – P. 153–169.

12. Lasater J.A. Bubble-P oint Pressure Correlation. Trans. / J.A. La-sater // AIME. – 1958. – P. 213, 379–381.

13. Movagharnejad and Fasih. The New Correlation for Prediction Bubble Point pressure and Oil Formation Volume Factor for Iranian Reservoirs / Movagharnejad and Fasih // Research Quarterly (№ 31), Research Institute of Petroleum Industry, National Iranian Oil Company. – January 1999 ( in Persian).

14. Rollins J.B. Estimation of the solution GOR of black oils / J.B. Rollins, W.D. McCain, J.T. Creager // JPT. – 1990. – P. 92–94.