9. Оценка типа газовых залежей. Прогнозирование нефтяной оторочки по составу пластового газа.

Нефтяные и газоконденсатные залежи, приуроченные к глубоко залегающим пластам, обладают жидкой фазой с близкими физико-химическими свойствами (цвет, плотность, молекулярная масса, вязкость). Газовый фактор нефтяных скважин при этих условиях мо-

жет мало отличаться от величины газоконденсатного фактора. Из этого газа в сепарационных устройствах выделяется значительное количество конденсата, так как фазовые превращения газа, выделившегося из такой нефти, практически не отличаются от фазового поведения газоконденсатной смеси с большим содержанием высококипящих углеводородов.

В ряде случаев сходными чертами обладают углеводороды газовых и газоконденсатных месторождений.

Быстрое определение типа вновь открытой залежи имеет важное значение для правильной организации последующей разработки месторождения. Для этой цели используется ряд признаков, отличающих газовые залежи от газоконденсатных и последних от нефтяных.

Газы газоконденсатных залежей характеризуются меньшими значениями отношения концентраций этана (С₂) и пропана (С₃) по сравнению с газами чисто газовых залежей. По данным Я. Д. Савиной статистически соблюдается соотношение

Для нефтяных залежей лишь в 1% изученных месторождений содержится газ, для которого соотношение оказалось более 3. Газы 70% обследованных газовых месторождений характеризуются соотношением тг- <" 3.

Содержание бутанов в газах газоконденсатных залежей в 2—15 раз меньше, чем этана.

В отличие от газов нефтяных месторождений в газах газоконденсатных и газовых залежей содержание «промежуточных»ｻкомпонентов (этана, пропана, бутанов) с увеличением числа углеводородных атомов в молекуле уменьшается.

По данным Ю. П. Коротаева и А. К. Карпова в качестве одного из критериев при оценке типа залежей можно использовать соотношение и30~ 4. Для газовых месторождений эта величина колеблется в пределах 0,9—1,05. Для попутного газа и газовых шапок нефтяных и газоконденсатных с жидкой оторочкой величина „ колеолется в пределах 0,5—0,8.

Тип залежи (газонефтяная или газоконденсатная) можно определять по величине газового фактора, плотности жидкой фазы и ее цвету. Считается, например, что при газовом факторе 900—1100 м3/м3 и плотности стабильной (не содержащей легких углеводородов) жидкой фазы, не превышающей 0,78 г/см3, месторождение является газоконденсатным. Если плотность стабильной жидкости выше 0,78 г/см3, а газовый фактор меньше 630—650 м3/м3, залежь является нефтяной. Как уже упоминалось в гл. III, 1, на основе только газового фактора, плотности и цвета конденсата не всегда удается выделить тип залежи. Для этой цели обычно используется весь доступный комплекс показателей принадлежности залежи к тому или иному типу.

Конденсаты газоконденсатных месторождений отличаются от нефтей вязкостью, величиной молекулярной массы, фракционным составом. Вязкость конденсата большинства газоконденсатных месторождений не превышает 1,5—2 мПа-с (при t = 20ｰ С). В отличие от

нефтей в конденсатах газоконденсатных залежей не содержится асфальтена.

Максимальное содержание ароматических углеводородов в конденсатах приходится на фракции, выкипающие в пределах 120—150 или 150—200ｰ С. Содержание их в более высококипящих фракциях уменьшается. У нефтей с повышением температуры кипения количество ароматических углеводородов почти всегда возрастает.

А. С. Великовским и другими сотрудниками ВНИИгаза установлено, что при наличии нефтяной оторочки пластовый газ приобретает своеобразный состав. По результатам исследования более чем 30 газоконденсатных месторождений в этом случае газ оказался относительно более богатым высокомолекулярными углеводородами С5 + высшие. Установлено, что газоконденсатное месторождение является газовой шапкой нефтяной залежи, если в газе содержится более 1,75% (мольная концентрация) Cs + высшие или если выход стабильного конденсата (т. е. конденсата с вычетом легких газовых фракций) составляет более 80 см3/м3, а пластовое давление выше 16МПа.

Следует, однако, учитывать, что состав и количество конденсата, как мы убедились, определяются множеством факторов. Например, с повышением давления увеличивается растворимость в нем углеводородов С2 + высшие.

Повышение температуры также способствует увеличению в газовой фазе растворимости тяжелых углеводородов. Эти факторы (а не контакт с нефтью) могут быть причиной высокого содержания в газе С5 + высшие. Наконец, условия возникновения залежи и миграции

углеводородов могли быть такими, что в газе, отделившемся от нефти в процессе миграции, может сохраниться высокое содержание С5 + + высшие (при соответствующем пластовом давлении и температуре).

Все это означает, что могут встречаться газоконденсатные месторождения с относительно высоким содержанием углеводородов С5 + + высшие, .но не подстилаемые нефтяной залежью. Поэтому при прогнозировании нефтяной оторочки необходимо учитывать дополнительные признаки ее присутствия. Например, химический состав конденсата может являться важным показателем при оценке промышленных запасов нефти в залежи. Известно, что если легкие (бензиновые) фракции нефти состоят в основном из нафтеновых углеводородов, то в ней содержится обычно незначительное количество (в пластовых условиях) этана, пропана и бутанов. Количество же последних (легких низкокипящих углеводородов) в газе определяет растворимость в нем С5 + высшие. Если легкие низкокипящие углеводороды отсутствуют в нефти или содержатся в незначительном количестве,

они практически не будут присутствовать и в газе, находящемся над нефтью. В таком случае даже при наличии больших запасов нефти в газе не могут раствориться значительные количества тяжелых углеводородов. Поэтому из нафтеновой нефти в газовую фазу переходит значительно меньше углеводородов С6 + высшие, чем из парафиновой

нефти в тех же условиях. Конденсат этих газов будет богат нафтеновыми углеводородами, но количество его будет незначительным. Следовательно, и при малом выходе конденсата (если он состоит в основном из нафтеновых углеводородов), можно ожидать наличие нефтяной оторочки.

Установлено также, что в конденсатах газоконденсатных месторождений, связанных с нефтяными оторочками, содержание метановых углеводородов во фракции 60—200ｰ С обычно превышает 55 %.

Содержание азота в газе основных газоконденсатных месторождений Советского Союза *, контактирующих с нефтью, превышает 3,3% (мольн.). В газах газоконденсатных месторождений без нефтяной оторочки содержание азота колеблется в пределах 0,6—2,3%. Это объясняется высокой упругостью паров азота, который при контакте нефти с газом переходит в газовую фазу.

Неоднородность состава газа по площади залежи является одним из признаков наличия нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях. Это связано с тем, что диффузия углеводородов из нефти в газовую часть залежи происходит в пористой среде медленно и загеологическое время не всегда наступает выравнивание свойств л состава газа в пласте. При этом (как, например, в случае Карадагского газоконденсатного месторождения с большой нефтяной оторочкой) в газе, добытом из скважин, расположенных ближе к нефтяной части залежи, содержится большее количество конденсата.

Следует, однако, отметить, что в Карадагской залежи весьма велик этаж нефтеносности и различие в составе и количестве конденсата в газе, залегающем в крыльевых и купольных участках месторождения, может быть следствием также и различий в давлениях

и температурах в этих частях структуры.

_____________

¹Аширов К.В., Максимов С П . Условия газоносности месторождений Куйбышевского Поволжья. «Геология нефти и газа», 1968, № 1. Великовский А. С , Саввина Я.Д. О связи Вуктыльского и Оренбургского газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами. «Газовое дело», 1969, № 2.

Иногда, нефтяная оторочка, по-видимому, возникала вследствие выделения конденсата в новом месте из газа, мигрировавшего в процессе образования залежи из областей с более высокими давлениями и температурой. В этом случае обычно не наблюдается значительных различий в составе газа, добываемого из скважин, расположенных на неодинаковых расстояниях от конденсатной оторочки (горизонт XIII месторождения Газли).

Моделирование структуры коллекторной компоненты ПФС.

Для описания свойств пористых материалов применяют различные модели. По предмету описания все модели делятся на два класса:

- первые моделируют структуру пространства пор,

- вторые – структуру скелета пористого тела.

Эти два класса моделей взаимно дополняют друг друга.

К первому классу относятся модели, заменяющие сложное пространство пор совокупностью характерных элементов – пор определённой формы и размера.

Ко второму классу относятся модели, представляющие скелет пористого тела в виде некоторой укладки твёрдых частиц простейшей формы.

При описании процессов, протекающих в порах, предпочтительнее использовать модели первого класса, а при описании физико-химических свойств пористых материалов (прочности, упругости) – второго класса.

Общепринятым в настоящее время является деление пористых тел на корпускулярные и губчатые.

В телах корпускулярного строения поры образованы промежутками (пустотами) между компактными частицами, составляющими скелет тела (чёрные и белые сажи, аэросилы, ксерогели и пр.). Размер и форма пор в этих материалах определяются размером и формой составляющих их частиц, а также их взаимным расположением.

В телах губчатого строения поры представляют собой каналы и полости в сплошном твердом теле (пористые стекла, некоторые угли, ряд синтетических катализаторов и электродов).

Многие материалы имеют смешанную структуру, являющуюся комбинацией губчатой и корпускулярной. Они относятся к бидисперсным структурам, поры в которых можно разделить на две группы, резко отличающиеся по размерам. Например, некоторые пористые стёкла и никелевые катализаторы, представляют собой корпускулярную структуру из частиц стекла или никеля, пронизываемую губчатыми порами, образовавшимися после удаления порообразователя. В активном угле губчатые поры переменного сечения пронизывают систему мелких кристаллитов, образующих корпускулярную структуру. Можно представить себе и противоположную картину, когда частицы губчатой структуры образуют корпускулярное пористое тело.

Кроме губчатых и корпускулярных структур выделяют пластинчатые (слоистые) структуры, состоящие из пластинок, ширина которых много больше толщины. К ним относятся глинистые минералы каолинит и диккит и пр. Поры в таких материалах имеют щелевидную и клиновидную форму. Особый класс представляют волокнистые материалы, состоящие из волокон, нитей, полых трубок или частиц иглообразной формы. К ним относятся различные фильтры, ткани, асбест, галлуазит и пр.

К отдельным классам относятся цеолиты, полимерные мембраны и ряд других микропористых материалов.

Широко распространена систематизация пористых структур по характерным размерам в пространстве пор (по Дубинину М.М.):

макропоры - эффективный радиус более 100 нм;

мезопоры (переходные поры) - эффективный радиус от 15 нм до 100 нм;

микропоры – поры с эффективным радиусом менее 15 нм.

Такое разделение соответствует специфике адсорбционных методов исследования пористых структур.

Наглядное геометрическое представление о пористой среде теряет смысл, когда размер пустот соизмерим с размерами молекул. Примерами таких материалов служат цеолиты, природные и синтетические алюмосиликаты, различные полимерные мембраны. Поверхность является макроскопическим свойством, и поэтому ею не могут обладать отдельные молекулы или ионы небольшой молекулярной массы. В этом случае материалы причисляются к пористым материалам не столько по геометрическим свойствам структуры, сколько по их физическим свойствам, а именно по способности поглощать и удерживать в макроскопических количествах различные вещества. Количество удерживаемого в равновесных условиях вещества пропорционально не внешней поверхности пористого материала, а его объему. При этом с внутренней поверхностью и пористостью можно связать измеряемые физические величины.

Определим понятие объёмной пористости и представительного элементарного объёма (ПЭО), связанного с ней.

Объём пустот, отнесенный к единице объема или массы тела, называют пористостью.

Понятие ПЭО предпочтительно определить через понятие пористости, которое является базовым свойством пористой матрицы. Пористость в известном смысле эквивалентно плотности. С целью наглядности, ПЭО можно определить через понятие объёмной плотности скелета (масса скелета в единице объёма пористой среды).

Пусть - математическая точка внутри области занятой пористой средой. Рассмотрим объём (скажем, имеющий форму сферы), с размерами, много больше размеров отдельной поры или зерна, для которого - центроид. Для этого объёма мы можем определить отношение:

,

где - объём пустотного пространства в пределах .

Постепенно сжимая величину , получим последовательность значений объёма вокруг точки в качестве центроида: .

Для больших значений отношение может постепенно изменяться по мере того, как будет снижаться, особенно, когда рассматриваемая область – неоднородна (см. рис.1.3). Ниже определённой величины , зависящей от удалённости точки от границы неоднородности, эти изменения или флуктуации будут ослабевать. Останутся только слабые флуктуации, обусловленные случайным распределением размеров пор в окрестности .

Однако, ниже некоторой величины , наблюдаются большие флуктуации . Это возникает вследствие того, что величина достигает характерных размеров отдельных пор. И в завершении, по мере того как , сжимаясь в математическую точку , становится либо единицей, либо нулём, в зависимости от того в скелете или в пустотном пространстве находится точка .

Что такое объёмная, поверхностная и линейная пористости.

Объёмная пористость пористой среды определяется как предел соотношения по мере того как :

,

где - объём пустотного пространства в пределах .

Для значений , необходимо рассмотрение реального распределения пор и твердых частиц. В этом диапазоне значение пористости в точке неоднозначно. Объём называется представительным элементарным объёмом (ПЭО) или физической (материальной) точкой пористой среды в математической точке . Из определения ПЭО следует, что его величина такова, что добавление или удаление некоторого количества пор не оказывает существенного влияния на величину . При континуальном подходе полагается, что и достаточно гладки в окрестности .

Тогда:

Таким образом, введя понятие пористости и определив ПЭО, мы заменили реальную среду – фиктивным континуумом, в котором мы можем приписать значения определённых свойств некой математической точке.

Аналогично объёмной пористости, можно определить поверхностную и линейную пористости.

Поверхностная пористость пористой среды определяется аналогично объёмной ( заменяется на S) как предел:

Линейная пористость пористой среды определяется аналогично объёмной и поверхностной ( и S заменяется на L) как предел:

Можно показать, что объёмная, поверхностная и линейная пористости для представительного элементарного объёма совпадают.

При континуальном подходе материя, представляющая собой ансамбль молекул в вакууме заменяется континуумом флюида во всём пространстве. Как результат, мы получаем фиктивную сглаженную среду, называемую флюидом, для каждой точки, которого исследуемые параметры определены как функции координат.

Центральным понятием континуального подхода является понятие «частица». Частица – это ансамбль многих молекул заключенных в малый объём. Размер этого объёма много больше длины свободного пробега молекулы. Однако он должен быть достаточно мал по сравнению с рассматриваемой областью моделирования флюида.

Усредняя свойства флюида и потока по молекулам заключенным в частице и относя полученные значения к центру частицы, получим описание свойств флюида и потока в пределах моделируемой области.

Здесь возникает такое важное понятие как представительность параметра, отражающего свойство флюида. В качестве примера рассмотрим определение плотности флюида.

Плотность есть отношение массы вещества к объёму , занятому им. Если мы рассматриваем математическую точку и хотим приписать ей величину плотности , так что это значение должно представлять плотность объёма флюида, для которого эта точка есть срединная точка выбранного центроида, необходимо определить величину объёма.

Рассмотрим точку во флюиде и, пусть означает массу флюида в достаточно большом объёме , для которого точка является центроидом. Средняя плотность флюида в объёме есть:

Очевидно, если объём слишком велик, скажем, соизмерим с размерами всей моделируемой области, бессмысленно приписывать величину точке , то есть представлять отношение для флюида в окрестности точки . Это особенно важно в случае, когда флюид неоднороден. Для того, чтобы определить как мал должен быть объём , для того, чтобы величина плотности была представительна в окрестности точки , мы должны постепенно снижать величину объёма , окружающего точку и, определять для последовательности уменьшающихся объёмов : > > …. Результаты подобного подхода представлены на рис. 1.2.

Если мы стартуем с достаточно большого объёма , изменения в величине будут наблюдаться, если флюид неоднороден. Флуктуации вокруг уменьшаются по мере того, как становится меньше.

По мере того, как сжимается к точке , имеет место диапазон значений , на котором величина практически не изменяется с изменением .

Однако, по мере того, как объём становится меньше и количество молекул в нём также становится меньше, дальнейшее снижение ниже определённого значения где число молекул в настолько мал, что любое дальнейшее снижение заметно влияет на отношение . Это происходит, когда характерная длина размера становится порядка величины свободного пробега молекул флюида . При наблюдаются большие флуктуации в величине . Для этих размеров бессмысленно использовать выше ведённое определение в качестве определения плотности флюида в точке . Таким образом, в качестве определения плотности в некоторой точке можно принять следующее:

Характерный объём называется физической или материальной точкой флюида в математической точке . Объём может быть идентифицирован с объёмом частицы в точке .

По описанной процедуре, материя, представляющая собой ансамбль молекул в вакууме заменяется континуумом флюида во всём пространстве.

Таким образом, мы получаем фиктивную сглаженную среду, называемую флюидом, вместо ансамбля молекул, для каждой точки, которой функция координат определена. Для любых двух близких точек и :

Объём

Рис. 1.2. Определение плотности флюида.

В неоднородном флюиде интересно определить характерную длину :

или длину, скажем, в направлении трёх координат:

которые характеризуют макроскопические изменения в плотности в области течения, то есть показывают, насколько быстры эти изменения в величине . Объём (или ) может быть использован в качестве верхнего предела для диапазона изменения , для которого независим от величины . Необходимо отметить, что:

где , есть характерная длина флюида в точке , с порядка .

Очевидно, когда флюид – газ при очень низком давлении, , также как и , могут быть очень большими.

Здесь необходимо ввести безразмерное число , называемое числом Кнудсена. Когда , поток флюида может рассматриваться как континуум, для которого применимо макроскопическое рассмотрение, описанное выше (то есть в форме дифференциальных соотношений). Когда мы имеем режим проскальзывания (двухфазный поток со скольжением фаз), и, наконец, если мы наблюдаем кнудсеновское течение (свободное молекулярное течение).

При континуальном подходе аналогично вводимому понятию о характерном размере, вводится понятие о характерном времени . Рассматривая каждую точку на рис. 1.2. как среднее нескольких наблюдаемых за интервал времени , охватывающий рассматриваемый момент времени. Для того, чтобы определить , мы должны рассуждать аналогично предыдущему. Интервал времени не должен быть слишком велик, иначе мы потеряем информацию о временном изменении , если такие изменения имеют место. То есть интервал времени должен быть меньше чем характерное время , определяемое как . С другой стороны он не должен быть короче, чем среднее время движения молекул между столкновениями. Величина может быть получена из кривой подобной изображённой на рис. 1.2., с величиной в качестве абсциссы и в качестве ординаты (см. рис.1.3.).

Многие другие физические явления во флюидах, наблюдаемые через их макроскопические проявления, являются результатом молекулярного движения. Среди них, например, массоперенос посредством молекулярной диффузии, теплопередача, перенос количества движения, проявляющий себя в форме внутреннего трения или вязкости. В каждом из этих случаев, так как мы не можем рассматривать явления переноса на молекулярном уровне, мы усредняем перенос, осуществляемый отдельными молекулами, и переходим на более высокий уровень континуума флюида – микроскопический уровень. Для описания различных транспортных явлений на микроскопическом уровне необходимы соответствующие коэффициенты переноса (молекулярной диффузии, термодиффузии, кинематической вязкости и т.д.). Однако, иногда для понимания явлений или значений микроскопических параметров и их связи с основополагающими молекулярными свойствами, необходимо вернуться обратно к молекулярному уровню.

Итак, мы рассматриваем фильтрующийся флюид как континуум, окружённый твёрдой поверхностью пористой среды. В каждой точке этого континуума мы можем определить удельные физические, динамические и кинематические свойства частицы флюида. Но можем ли мы решить проблему течения в пористой среде на этом уровне. В принципе, мы располагаем результатами теории механики жидкости и газа, так что мы можем рассчитать детали поведения флюидов в пределах пустотного пространства. Например, мы можем, используя уравнение Навье-Стокса для течения вязкой жидкости, удовлетворяющему определённым граничным условиям, скажем занулению скорости на границе флюид – твердая стенка, рассчитать распределение скорости флюида в пустотном пространстве. Однако, это практически невозможно, исключая особенно простые случаи, такие как модель пористой среды, состоящей из прямых капилляров, корректно описать в условиях сложной геометрии твердой поверхности, которая ограничивает область течения в твёрдой пористой матрице. Кроме того, трудно определить сами граничные условия. Чтобы преодолеть эти трудности, необходимо перейти на больший масштаб осреднения – на макроскопический уровень. Это, по-прежнему, континуальный подход, но на более высоком уровне.

В рамках континуального подхода, рассмотрение понятия частица или физическая точка, неразрывно связано с определением представительного объёма. Это особенно важно при движении от микроскопического уровня к макроскопическому уровню. Представительный объём должен быть значительно меньше размеров моделируемой области, так как подобное усреднение не сможет представить пространственное распределение параметров. С другой стороны представительный объём должен быть достаточно велик по сравнению с размерами отдельной поры, которую он включает в себя. Усреднение по большому ансамблю пор, отвечающее требованию континуального подхода, позволяет получать значения, адекватные реальным параметрам пористой среды.

0

Объём

Рис. 1.3. Определение пористости и представительного элементарного объёма.

В случае неоднородных сред (например, с пористостью изменяющейся в пространстве) верхним пределом представительного объёма, должна быть характерная длина, начиная с которой имеют место изменения в величине усредненной по этому объёму пористости. Нижний предел соотносится с размерами пор и зерен (см. рис.1.3.).

43