Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела

Э

	b =	Vпл.н.	, где		(4.2.1)
	н	Vдег.н.
bн	- объёмный коэффициент пластовой нефти;
Vпл.н.	- объём нефти в пластовых условиях;
Vдег.н.	- объём этой же нефти при атмосферном давлении и t=200С после
	дегазации.				НИ
	Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной
				АГ

нефти в связи с повышенной температурой и большим количеством

растворенного газа в пластовой нефти.

Пластовое давление почти не влияет на объемный

оэффициент нефти,

е

так как сжимаемость жидкостей, в том числе и нефти, весьма мала. Объемный

коэффициент пластовых нефтей в большинстве случа в равкан 1,1—2,0, однако

известны нефти, объемный коэффициент которых выше

рех.

о

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти,

которая показывает, на сколько процентов уменьшаетсят

объём пластовой нефти

при извлечении ее на поверхность.

л

и

U =

bн -1

б

(4.2.2)

bн

×100%

Задача 4.2.1. По результатам пробной эксплуатации скважины были

получены следующие данные׃ пластовоеи

давление Рпл ═ 24‚5 МПа‚ пластовая

температура Тпл

═ 338 К; плотность нефти в нормальных условиях ρн═852

кг/м3; плотность газа ρ

ая

бм3; газовый фактор Gо

═ 127м3/м3. Весь газ

г ═ 0,8 кг/

растворён в нефти.

Требуется определить давление насыщения нефти газом‚объёмный

коэффициент‚плотность и усадку нефти в пластовых условиях.

Решение:

н

насыщения

можно

найти

приближенно по

Давле ие

о

. Для этого из точки‚ соответствующей газовому

номограмме М. Сте динган

фактору G0 ═127 м3/м3‚что в левой части номограммы‚ проводим горизонталь

тр

вправо до пересечения с наклонной прямой‚выражающей плотность газа ρг ═

0‚8 кг/м3. Полученную точку

проецируем вниз

до пересечения с прямой‚

соответствующей плотности нефти ρн ═ 852 кг/м3. Далее проводим горизонталь
		к	пересечения с	линией пластовой температуры Тпл═ 338 К
вправо до
и‚опус аясь			по вертикали	вниз‚находим в пересечении с осью давлений.
	е
Давление насыщение нефти газом Рнас ═ 18‚5 МПа.
л
				21

АГ

НИ

ка

о

т

е

и

л

Рис. 4.2.1. Номограмма для опреде ения давления насыщения

Для

приближенного

и

о ъемного

коэффициента нефти в

определения

б

номограммой Стендинга. В левой

пластовых условиях воспользуемся другойб

части номограммы находим значение газового фактора G0 ═ 127 м3/м3. Из этой

точки проводим горизонталь вправо до пересечения с линией‚соответствующей

ая

плотности газа ρг ═ 0‚8 кг/м3. Затем проецируем эту точку вниз до линии

плотности нефти ρн ═ 852 кг/м3. Далее проводим горизонталь вправо до линии

пластовой

температуры

Тпл

═ 338 К‚

после чего

проводим

вертикаль до

н

пересечения с линией пл стового давления Рпл ═ 24‚5 МПа‚ а по горизонтали

вправо находим з аче ие объемного коэффициента

нефти bн

═ 1‚27.Таким

3

н

образом‚1 м

нефти при

ормальных условиях занимает в пластовых условиях

вместе с растворе ым в ней газом объем 1‚27 м 3.

тр

о

е

к

л

Э

22

Э

АГ

НИ

ка

о

т

е

и

л

б

и

б

ая

Рис. 4.2.2. Номограмма для определения объёмного коэффициента нефти

Для нахождения

н

плотности нефти в пластовых условиях (с учетом

растворенного

газа)

предварительно

определим плотность растворенного в

н

3

нефти газа׃ Gг ═ G0· ρг =127· 0‚8 ═ 101‚6 кг/м

.

Таким образом‚плотность насыщенной газом нефти при атмосферных

условиях равна:

ρн (ат.у.) = ρн (н.у.) + Gг = 852 +101‚6 ═ 953‚6 кг/м 3‚

а плотность насыщенной газом нефти в пластовых условиях будет:

ρн (пл.у.) ═ ρн (ато.у.)/ bн = 953‚6/1‚27 ═ 751 кг/м3.

Усадка нефти на поверхности происходит вследствие выделения из нее

к

газа

(дегазации) и

снижения температуры. Усадка нефти

растворенного

е

определяетсятриз соотношения:

U ═ (1‚27– 1)/1‚27 ═ 0‚213‚ или 21‚3%.

л

23

Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью,

т. е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления.

Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной

упругости), который зависит от состава пластовой нефти, температуры и

абсолютного давления.

НИ

Задача 4.2.2. Определить количество нефти, определяемое действием

упругих свойств среды при падении средневзвешенного по площади давления в

залежи до давления насыщения.

АГ

Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь F = 12

км2, средняя ее мощность h = 12 м, пористость породы m = 0,22. Пластовая

температура Тпл = 331 К. Начальное пластовое давление Рпл = 18 МПа.

Давление насыщения Рнас = 8 МПа.

е

ка

Решение: Коэффициент сжимаемости нефти βн

определяется по формуле

bн1

− bн

о

т

(4.2.3)

βн

=

, где

bнDР

Р

-

падение

пластового

давления дои

давления насыщения,

DР = Рпл - Рнас = 18 - 8 = 10 МПа;

л

bн1

и bн

- объемные коэффициенты нефти при пластовой температуре Тпл =

331 К и давлениях Рнас = 8 МПа

б

Рпл = 18 МПа.

Эти коэффициенты определяются по графику (рис. 4.2.З): b

н1

= 1,026; b =

1,02.

ая

б

и

н

н

Рис. 4.2.3. График зависимости

н

объёмного

коэффициента

нефти от

давления и температуры.

о

По формуле (4.2.3) имеем

тр

-1,02

β

н =

1,026

= 5,9 ×10−4 1/МПа

1,02 ×10

л

е

к

Э

Коэффициент упругоемкости залежи определяется по формуле

24

Э

β * = 0,22×5,9×10	−4 + 2×10	−4 = 3,3×10	−4 1/МПа	НИ
		β * = mβ	н + βп , где	(4.2.4)

βп - коэффициент сжимаемости пор породы,	который принимаем равным
2·10-4 1/МПа.
Тогда по (4.2.4)
Искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил,
определяется по формуле					АГ
DVн = β ×V × DР , где					(4.2.5)
V - объем залежи, равный V = F·h = 12·106·12 = 144·106 м3.
По формуле (4.2.5) найдем		т	е	ка
DV = 3,3×10−4 ×144×106 ×10 = 475×103 м3
н
4.3. Пластовые воды и их физические свойства
	о
В нефтяном или газовом месторожденииивода может залегать в том же

пласте, в котором находится нефть или газ, занимая пониженные части пласта,
			л
кроме того, вода может находиться в водоносных горизонтах.
По положению относительно залегания нефтегазовых пластов воды
подразделяют на следующие виды:		б
1) пластовые - краевые, подошвенные и промежуточные;
	и
2) чуждые (посторонние) - верхние и нижние (относительно данного
горизонта), тектонические, искусственноб		введенные в пласт.
Краевые или контурные воды - это воды, залегающие в пониженных

частях нефтяных и газовых пластов. Краевые воды называют также подошвенными в том случ е, когда верхняя часть пласта занята нефтью, а

нижняя - краевой водой.				ая
К промежуточ ым относятся воды, находящиеся в водоносных
пропластках, залегающихн				в самом нефтеносном или газоносном пласте.
Верхними			азываются воды всех водоносных пластов,			залегающих выше
данного эксплуатационногон					пласта, а нижними - воды всех пластов,
залегающих ниже данного пласта.
		о
Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным
трещинам.
Ис усственно введенные в нефтяной пласт воды - это воды, нагнетаемые
	тр
с поверхности при законтурном и внутриконтурном заводнениях.
Продуктивные пласты содержат также воду в нефтяной и газовой частях
к
зал жи. Эту воду, оставшуюся в залежи со времени ее образования, называют
остаточнойе	или		связанной.		Вода, удерживающаяся в	залежи за счет

поверхностногол натяжения, обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна

25

Э

пласта. Количество связанной воды зависит от коллекторских свойств пласта, а также от содержания в нефти поверхностно-активных веществ (ПАВ). Обычно в нефтяных и газовых залежах содержится 10 – 20 % связанной воды, но иногда её содержание достигает 40 %.

породы, занимает мелкие поровые пространства и субкапиллярные порыНИ

Связанная вода в пласте не движется, несмотря даже на большое содержание ее в залежи, при эксплуатации скважин получают безводную нефть или газ. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и

газа.	Для	этого	введены	коэффициенты	водонасыщенности,
нефтенасыщенности и газонасыщенности, определяемые отношениемАГобъёма
пор, насыщенных водой, нефтью или газом, к объёму всех пор.
	Объемы содержащейся в образцах			породы воды и нефти определяются в

лабораторных условиях при помощи аппарата Закса. Используя эти данные‚

вычисляют

коэффициенты

нефте-‚

водо- и

газонасыщ нности

(в долях

единицы) по следующим формулам׃

о

т

е

ка

коэффициент нефтенасыщенности

и

Sн ═ Vн ·ρп/m·G;

л

(4.3.1)

коэффициент водонасыщенности

Sв ═ Vв ·ρп/m·G;

(4.3.2)

б

коэффициент газонасыщенности

Sг ═ 1– (Sн ·bн +Sв

(4.3.3)

·bв).

и

В этих формулах Vн‚ Vв - соответственноб

объемы содержащейся в образце

нефти и воды‚ см

3; ρп

- плотность породы‚ г/см3; m - коэффициент

ая

пористости‚доли единицы; G - масса жидкости‚содержащейся в образце‚ г; bн‚

bв - объемные коэффициенты соответственно нефти и воды‚ доли единицы.

Задача

4.3.1.

н

Определить

коэффициенты нефте-‚

водо- и

газонасыщенности породы‚в образце которой содержится нефти Vн ═ 4,44

см3‚воды Vв ═ 4 смн

3; содержащаяся в образце масса жидкости G ═ 92 г;

плотность по оды ρп ═ 2 г/см 3; коэффициент пористости m ═ 0‚25; объемные

о

коэффициенты нефти и воды bн ═ 1‚2; bв ═ 1‚03.

Решение: Необходимые коэффициенты определим‚пользуясь формулам

тр

(4.3.1), (4.3.2) и (4.3.3)׃

Sн ═ 4,44·2/0,25·92 ═ 0‚386 или 38,6 %;

к

Sв ═ 4·2/0‚25·92 ═ 0‚348 или 34,8 %;

л

е

Sг ═ 1– (0‚386·1‚2+0‚348·1‚03) ═ 0‚179 или 17‚9 %.

26

Э

Скважиной называют цилиндрическую горную выработку в недрах землиНИ

5. ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Общие понятия.

(выполненную механическими средствами без доступа человека), у которой глубина многократно превышает ее сечение.

Начало скважины называют устье,		дно скважины – забой. Стенки
скважины образуют ее ствол.						ка
Глубина скважины – расстояние по вертикали от точки в недрахАГ земли
(забоя скважины) до устья (дневной поверхности).
Исходя из	потребностей поиска, разведки			и	е	разработки	залежей
углеводородов,	в нефтяной промышленности		по	назначению			скважины
подразделяют на следующие категории:
Опорные скважины, предназначены		для	изучения закономерностей

залегания горных пород в глубинных недрах земли и выявления геологических
образований, благоприятных для накопления углев дтродов. Их бурят обычно
	и		и
до технически возможной глубины исп льзуем го оборудования
л
достигнутого технологического уровня бурен я скважино		.	где
Параметрические скважины более дета ьно исследуют те зоны,

предполагается наличие благоприятных ус овий для образования нефтяных и газовых месторождений.

Поисковые скважины на основе данных комплекса поисков
геофизическими и	другими методами (бв		том числе	бурения	структурных
		б
опорных и параметрических скваж н), подтверждают наличие скоплений
углеводородов или их отсутствие ии предназначены для открытия новых
залежей нефти и газа.
Разведочные		скважины начинают	бурить	после	установления

поисковыми скважинами наличия пластов, содержащих углеводороды для

оценки промышленного зн чения месторождения, подготовки запасов нефти и
	н
газа, накопления данных для составления проектов разработки залежей.
н
Поисковые и разведочныеая		скважины могут быть переведены в фонд

добывающих скважин, или ликвидированы, как выполнившие свое назначение.
	о	в а ю щ и е,
Эксплуатацио ые скважины разделяют на д о б ы
предназначенные для извлечения продукции из разведанных		залежей (газ,
тр

нефть, газовый к нденсат) и н а г н е т а т е л ь н ы е, через которые в пласты из поверхности земли нагнетают жидкость или газ с целью воздействия на эксплуа и уемые объекты.

К ка егории эксплуатационных относят также скважины оценочные,

наблюдательные, пьезометрические, специальные,	которые используют для
е	эксплуатации,	отработки
контроля изменений параметров залежи в процессе
л
новых ткхнологий (опорно-технологические) и пр .	вертикальные,	наклонно-
По расположению оси скважины бывают

направленные и горизонтальные.

27

Э

расположены кустами.

По размещению устья скважин на поверхности земли - одиночныеНИи

Классифицируют скважины также по глубине, количеству обсадных

колонн, методам вскрытия продуктивных пластов и другим признакам.

Поровое давление Рпор - давление жидкости в поровом пространстве горной породы.

Пластовое давление Рпл - давление жидкости в проницаемой горной

породе, т.е. поровое давление в случае сообщения пор между собой.
Давление гидроразрыва породы Ргр – давление		столба жидкости в
	е	ка
скважине на глубине zп, при котором происходит разрыв породы и образованиеАГ
в ней трещин.
Давление столба жидкости			(5.1)
Рст = ρgzn , где

ρ- плотность жидкости.

Давление

поглощения

Рпогл

-

давление

в скважине,

при котором

т

начинается утечка жидкости из скважины по естественным каналам породы,

либо

по

искусственным

трещинам,

образовавшихся

в результате

гидравлического разрыва.

о

Геостатическое давление Ргс – дави

ение, обусловленное весом

вышележащих горных пород.

л

Ргс =

n

m i

ρбж ] h i g

= ρ гп g z, где

(5.2.)

å [(1 – m i) ρ ск i

+

i=1

и

m

- пористость слоя породы, доли единицы;

ρск

- плотность скелета данной породы, кг/м3;

h

б

м;

- толщина слоя той же породы,

ρж

- плотность жидкости в порах породы, кг/м3;

g

- ускорение свободного п дения, м/с2;

ρгп

- объемная плот ость вышележащей породы, кг/м3;

i

ая

- количество и тервалов длиной li.

н

n

1

(5.3.)

ρ ГП =

å[(1− тi

)ρСК .i + тi

ρж ]hi

, где

z

н

i=1

n

- глубина рассматриваемой точки породы от дневной поверхности,

z = åhi

м.

о

i=1

тр

Задача 5.1. Оценить значение геостатического давления и объемной

плотностик

толщи горных пород на глубине 500 м для площади, данные о

л

е

пористости, плотности пород и насыщающих их жидкостей приведены в табл.5.1.

28

Э

Решение:

1. Объемная плотность толщи горных пород, залегающих в интервале от

давлению столба пресной воды той же высоты.

дневной поверхности до глубины 500 м, оцениваем по формуле 5.3.
ρ ГП = {[(1 – 0,36)·2620 + 0,36·1010]·200													+ [(1 – 0,33)·2700								+ 0,33·1010]·200 +
[(1 – 0,3)·2660 + 0,3·1040]·100 }·1/500 =													2108 кг/м3.										НИ
	2. Геостатическое давление на той же глубине определяем по формуле 5.2.
			РГС = 2108·9,8·500 =							10,3 МПа.												АГ
																						Таблица 5.1
Интервал				Толщина, м						Пористость, %						Средняя плотность, кг/м3
глубины, м																	Ск л та			ка		Пластовой
																	породы		е			жидкости
0-200				200						36							2620	т				1010
200-400				200						33							2700					1010
400-600				200						30							2660					1040
600-800				200						27				л	и		2700о					1060
800-1000				200						24			б				2700					1100
1000-2000				200						24							2660					1100
1200-1400				200						26	и						2660					1100
1400-1600				200						29							2700					930
1600-1800				200						33							2700					750
1800-2000				200						36							2700					680
2000-2200				200						33							2660					680
2200-2900				700						28							2700					920
2900-3000				100			ая			б							2700					730
										32
3000-3200				200						36							2700					680
3200-3400				200		н				28							2700					680
3400-3700				300	н					25							2720					680
3700-3900				200						22							2720					700
3900-4100				200						19							2660					700
4100-4400				300						16							2720					710
4400-4600				200						12							2680					710
	Градиент пластового давления – отношение пластового давления Рпл в
				о
рассма риваемой точке пласта к ее глубине zпл.
		к	тр							Рпл =		Рпл										(5.4)
												zпл
						аномальности						пластового давления									kа - отношение
	Коэффициент
пластовогое			давления			в рассматриваемой точке породы на															глубине z пл к
л

29

Э

				НИ
kа =	Рпл	,	(5.5)
	ρВ gzпл
ρв – 1000 кг/м3.			АГ
Задача 5.2: Определить коэффициент	аномальности
			и градиент

пластового давления если на глубине 2800 м пластовое давление составляет 32 МПа.

Решение:

Коэффициент аномальности по формуле 5.5

слоя) на которой температура горной породы закономерно повышается на 1 0С

32 ×106

ка

k а =

= 1,165

е

1000 ×9,81× 2800

т

Градиент пластового давления по формуле 5.4

32

МПа

DР =

= 0,0114

2800

м

Геостатическая температура - температура горной породы в

естественных условиях залегания в земной коре.

о

Геостатический коэффициент Г – пр рост геостатической температуры

на каждый метр глубины залегания породыи, К/м. С глубиной несколько

изменяется.

л

Распределение геостатических температур приближенно можно

рассчитать по формуле

б

Тгс

≈ Тпл – Г (zпл - z), где

(5.6)

и

zпл и z -

глубины пластов с известной и определяемой температурой.

б

Геотермическая ступень – расстояние по вертикали (ниже нейтрального

ая

			Гст	=		z	, где		(5.7.)
					t1	- t2
			н
t1
	- температура на глуби е z;
		о
t2	- среднегодовая температуран			воздуха в месте замера.
	Среднее значение геотермической ступени Гст для верхних слоев земли
	тр
(15-20 км) равно 33 м.
	Задача5.3.		Рассчитать		геостатическую			температуру	пласта,

расположенного на глубине 1740 м , если измерения на глубине 1400 м
показали 620С, а средний геотермический градиент равен 0,038 К/м
	Р кшение:
	Г остатическая температура на глубине z по формуле 5.6.
	е
Тгс = 335 - 0,038 (1400 – 1740) = 348 К
л
	30