CC BY
75
ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ АКТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ЗАЛЕЖИ ПЛОТНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ОСНОВЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОВЕДЕНИЯ ФЛЮИДОВ В ПОРИСТЫХ СРЕДАХ
В.М. Булейко (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Запасы углеводородов по степени их доступности к утилизации подразделяются на следующие категории: извлекаемые запасы, труд-ноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), неизвлекаемые запасы.
Извлекаемые запасы могут быть разработаны только с использованием энергии продуктивного пласта. Для разработки ТРИЗ необходимо привлечение дополнительной внешней энергии. Разработка неиз-влекаемых запасов при существующем уровне техники и технологии добычи невозможна. Значительная часть запасов трех перечисленных категорий является труднодоступной, поскольку расположена в удаленных регионах со сложными климатическими условиями и их добыча связана с природоохранными и экологическими ограничениями. В структуре запасов газа и жидких углеводородов доля сложных для разработки запасов в настоящее время весьма велика.
Основные проблемы при извлечении углеводородов из продуктивного пласта и значительные по своим масштабам потери обусловлены тем, что объект разработки представляет собой весьма сложную пластовую фильтрационную систему (ПФС). Отбор углеводородов из пласта - это процесс, определяемый степенью и характером взаимодействия и взаимовлияния компонентов ПФС, а именно пластовых флюидов и вмещающей их породы.
Как показывает опыт разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих ТРИЗ, при отборе углеводородов на режиме истощения пластовой энергии в среднем извлекается от 70 до 95-98 % газа, до 45 % газового конденсата и не более 10-15 % нефти [1]. Таким образом, значительно большая часть жидких углеводородов остается в недрах. Естественно, что все большие масштабы приобретает практика разработки месторождений, предполагающая те или иные методы активного воздействия на пласт для повышения коэффициентов извлечения газа, и особенно жидких углеводородов. Исследования показывают, что максимального эффек-
та при этом можно достичь только в тех случаях, когда объектом воздействия является ПФС, рассматриваемая как единый комплекс.
Для изучения продуктивного пласта как единой ПФС, включающей коллекторную и флюидальную составляющие, в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» создан экспериментальный комплекс и разработана методика, позволяющая исследовать фазовое состояние и фазовое поведение пластовых углеводородных систем в водонасыщенных пористых средах [2]. Комплекс позволяет строить фазовые диаграммы, измерять термодинамические свойства модельных углеводородных и неуглеводородных смесей, а также пластовых флюидов как в пористых средах (реальные керны и модельные системы), так и в свободном объеме. Комплекс состоит из двух установок (адиабатических калориметров), сконструированных в соответствии со спецификой решаемых задач. Первая установка предназначена для проведения исследований флюидов в свободном объеме, вторая - для выполнения исследований в пористых средах. На экспериментальном комплексе реализуется принцип сравнения: углеводородный флюид в пористой среде и углеводородный флюид в свободном (без пористой среды) объеме. Таким образом, коллекторная и флюидальная составляющие ПФС могут изучаться либо независимо друг от друга, либо как единое целое. Исследования проводятся при давлениях до 60 МПа, в интервале температур от 78 К (температура жидкого азота) до 425 К по аттестованной методике. Использование экспериментального комплекса и компьютерной измерительной системы для контроля адиабатического режима позволяют измерять температуру в собственной шкале термометра с точностью ±0,0005 К и давление с точностью ± 0,0007 МПа.
При помощи экспериментального комплекса проводятся как фундаментальные, так и практические исследования.
Роль пористой среды в формировании состава извлекаемого
углеводородного флюида
Одним из важнейших результатов, полученных за последние годы с помощью экспериментального комплекса, было установление количественных соотношений, отражающих важную роль коллекторной составляющей ПФС в фазовом поведении ее флюидальной составляющей. Пористая среда вследствие сорбционных и десорбционных процессов оказывает значительное влияние на состав извлекаемого углеводородного флюида. Интенсивность сорбционных и десорбцион-ных процессов в пористых средах зависит от состава флюида, термо-
барических условий в залежи, свойств и величины удельной поверхности этих сред, уровня водонасыщенности. Влияние пористой среды возрастает с уменьшением характерного размера пор (увеличением удельной поверхности) и с ростом средней молекулярной массы смеси (увеличением концентрации высококипящих компонентов). В соответствии с вышеизложенным необходимо исследовать влияние свойств и величины удельной поверхности, концентрации высококипящих углеводородных компонентов, величины водонасыщенности пористой среды на ее сорбционную способность при различных термобарических условиях [3].
Значительное влияние сорбционных и десорбционных процессов на состав мобильной (фильтрующейся) части пластового флюида отражено на рис. 1. На рисунке показано, каким образом изменяется концентрация высококипящего компонента в мобильной части модельной газоконденсатной смеси в песчаной пористой среде при изменении термобарических условий вдоль пограничной кривой жидкость - пар. На рис. 2. изображена пограничная кривая жидкость - пар смеси, содержащей в качестве высокомолекулярной компоненты гексадекан (С16Н34). Кривая АВС на рис. 1 и 2 соответствует закачке углеводородной смеси, а кривая АВ'С' - отбору этой же смеси (за вычетом сорбированных компонентов). Как видно из рис. 1, в зависимости от термобарических условий концентрация высокомолекулярных компонентов в мобильной части флюидальной компоненты в пористой среде может уменьшаться в 1,5-2,2 раза по сравнению с их содержанием в исходной смеси.
Количественная и качественная трансформация фазового поведения углеводородной флюидальной компоненты
Экспериментальные исследования показали, что в пористых средах происходит как количественная, так и качественная трансформация фазового поведения углеводородных флюидов, обусловленная сорбцией слагающих их компонентов. Интенсивность процесса сорбции определяется свойствами каркаса пористой среды, водонасыщен-ностью, а также составом углеводородного флюида. Состав, количество газовой и сорбированной фаз, их объем и плотность определяются экспериментально на основе измерения термических и калорических параметров [5].
о
гб
X
гб
Й
О)
ч
гб
О
Й
0)
Рн
ИГ
гб
О,
В
X
0)
иг
X
о
к
Давление, МПа
Рис. 1. Влияние сорбционных и десорбционных процессов на состав мобильной (фильтрующейся) части модельной газоконденсатной смеси вдоль пограничной
кривой жидкость - пар
Температура, К
Рис. 2. Фазовые диаграммы модельной газоконденсатной смеси, содержащей в качестве высокомолекулярной компоненты гексадекан:
1 - в песчаной пористой среде (эксперимент); 2 - в свободном объеме (эксперимент); 3 - в свободном объеме (уравнение Пенга - Робинсона)
Трансформация фазового поведения модельной газоконденсатной смеси, содержащей в качестве высокомолекулярной компоненты гексадекан, в пористой среде по сравнению с данными, полученными в свободном объеме, показана на рис. 2. Как видно из рисунка, пограничная кривая газоконденсатной смеси вследствие адсорбции высокомолекулярных компонентов в значительной степени смещается в область более низких давлений. На рисунке для сравнения нанесена пограничная кривая жидкость - пар этой же газоконденсатной смеси в свободном объеме, рассчитанная по уравнению Пенга - Робинсона. Из рис. 2 видно, что уравнение состояния описывает фазовое поведение газоконденсатной смеси, содержащей высокомолекулярные компоненты, неудовлетворительно.
На рис. 1 и 2 на примере гексадекана показана высокая сорбционная способность высокомолекулярных составляющих углеводородных смесей, у более легких углеводородных компонентов сорбционная способность снижается, что отражено на рис. 3.
Температура, К
Рис. 3. Фазовые диаграммы модельной газоконденсатной смеси, содержащей в качестве высокомолекулярной компоненты гептан:
1 - в свободном объеме; 2 и 3 - в песчаных пористых средах
2 3 2 3
= 0,1 м /см и 1,1 м /см соответственно)
Как видно из рис. 3, пограничная кривая газоконденсатной смеси вследствие адсорбции высокомолекулярных компонентов смещается в
область более низких температур приблизительно на 5-7 К (ветвь АВС переходит в ветвь А’В’С’).
На этом же рисунке демонстрируется рост сорбционной способности пористой среды при увеличении удельной поверхности последней. Для наглядности при исследованиях использовались песчаные пористые среды одного и того же состава, но с удельной поверхностью, отличающейся на порядок. Как видно из рисунка, в связи с увеличением сорбции высокомолекулярных компонентов углеводородной смеси в песчанике с удельной поверхностью ^ = 1,1 м2/см3 по сравне-
2 3
нию с песчаником с удельной поверхностью ^ = 0,1 м /см , происходит не только количественная, но и качественная трансформация пограничной кривой. Вследствие практически полной сорбции высокомолекулярных компонентов паровая (мобильная) часть углеводородной смеси представляет собой бинарную (метан-пропановую) смесь переменного состава. Ветвь АВС переходит в ветвь А””є. Каждая точка на ветви А””є принадлежит пограничной кривой бинарной смеси определенного состава (на рисунке нанесены пунктиром).
Трансформация фазового поведения газоконденсатных смесей в пористых средах обусловлена процессами сорбции и десорбции. В качестве примера на рис. 4 и 5 представлены зависимости удельной адсорбции гексадекана и пропана модельных газоконденсатных смесей в песчаных пористых средах с разной удельной поверхностью.
Давление, МПа
Рис. 4. Зависимость удельной адсорбции гексадекана от общего давления
2 3
в песчаной пористой среде (^ = 0,1 м /см )
Давление, МПа
Рис. 5. Зависимость удельной адсорбции гептана от общего давления
в песчаных пористых средах
Представленные выше результаты получены при исследовании сухих пористых сред. Вода в значительной степени изменяет фазовое поведение углеводородных флюидов [4]. Исследования фазового поведения углеводородов в пористых средах, образованных фракционированными песчаными, алевритовыми и глинистыми частицами кварца с различной удельной поверхностью и водонасыщенностью, показывают, что присутствие воды оказывает существенное влияние на процесс сорбции компонентов.
Влияние воды на величину адсорбции углеводородов пористой средой демонстрируется на рис. 6 и 7. Как показали эксперименты, сорбционная способность поверхности гранул кварца определяется количеством воды (водонасыщенностью), причем наибольшей величины сорбция углеводородных компонентов достигает при небольшой водонасыщенности (менее 1 % объема порового пространства). Результаты экспериментальных исследований фазового поведения углеводородов в пористых средах, образованных фракционированными песчаными и алевритовыми частицами кварца с различной водонасы-щенностью, свидетельствуют, что сорбция углеводородов увеличивается именно при малой водонасыщенности. Как показывают оценочные расчеты, этому уровню водонасыщенности соответствует определенная толщина формирующейся на поверхности гранул кварца водя-
с/ / с/ 1 М с/ С» \
ной пленки (по одной из классификаций называемой связанной водой). Находящаяся в таком состоянии вода оказывает существенное влияние на процесс сорбции компонентов.
Если предположить, что вода равномерно распределена по поверхности в виде пленки, то оценочный расчет показывает, что толщина последней в песчаной пористой среде для я = 0,1 м2/см3 при 1%-ной от порового объема водонасыщенности составляет ~0,04-0,05 ц и со-
23
ответственно ~0,0035-0,0045 ц для я = 1,1 м /см . Согласно исследованиям российских ученых [6-8], полученные значения толщины пленки воды соответствуют толщине граничного слоя, в котором свойства воды в значительной степени трансформированы влиянием активных центров на поверхности пористой среды. Повышенная сорбционная способность пористой среды, очевидно, связана с формированием на поверхности гранул кварца граничного слоя структурированной воды с особыми, отличными от ее объемных, свойствами.
Общеедавление всмеси, МПа
Рис. 6. Зависимость адсорбции фракции С3+ пористой средой от давления
Обоснование методов активного воздействия на углеводородные залежи плотных низкопроницаемых коллекторов на основе экспе-
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26
Водонасыщенность (5Ы), %
Рис. 7. Влияние водонасыщенности на величину адсорбции фракции С3+
пористой средой
При увеличении водонасыщенности (толщины пленки) над граничным слоем, очевидно, появляется макроскопически подвижная (свободная) вода, обладающая свойствами обычной объемной воды. В этом случае в ней превалируют процессы растворения углеводородных компонентов. Равновесная газовая фаза включает наряду с углеводородными компонентами и пары воды. При умеренных температурах и повышенных давлениях содержание паров воды в газовой фазе очень мало, однако при высоких температурах оно бывает значительным [9, 10].
Наряду с поисковыми с помощью экспериментального комплекса проводятся и практические исследования. Полученные результаты используются при создании технологий, дающих возможность существенно повысить эффективность разработки месторождений. В частности, были выполнены измерения основных термодинамических параметров флюидальной (нефти, связанной воды, закачиваемого перегретого пара) и коллекторной (минералов, слагающих коллектор) составляющих ПФС. Полученные результаты положены в основу расчета эффективности разработки нефтяной оторочки Тазовского месторождения путем теплового воздействия [11].
Породу (песчаник) моделировали фракционированными частицами а-кварца с разными удельными поверхностями и размерами зерен. Гранулы кварца получали в результате фракционирования кварцевого песка на разделительных ситах (ситовой анализатор AC-200 производства Stanford equipment company RETCH).
Результаты экспериментальных исследований сравнивались с результатами, полученными другими авторами. Согласно [12], с увеличением пористости, водонасыщенности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава скелета, от количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. По данным [12], пределы изменения теплоемкости пород невелики: для горных пород, слагающих нефтяные и газоконденсатные залежи, она не выходит за границы диапазона 0,63-1,0 кДж/(кг • К). Согласно исследованиям, проведенным в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», теплоемкость горных пород может достигать больших значений: ~1,1-1,2 кДж/( кг • К) [11].
При оценке теплоемкости нефти использовались результаты экспериментальных исследований модельных смесей, приготовленных из компонентов парафинового ряда (С1, С3, С7, С16, С20, С22, С23, С24), и реальных проб.
Исследование теплофизических свойств насыщающей коллектор связанной воды проводилось в пористой среде, образованной фракционированными частицами а-кварца. Пористая среда предварительно насыщалась водой по специальной методике [5].
В работе [11] предложена конкретная схема прогрева нефти в оторочке с подведением теплоносителя (с функциями вытеснителя) в верхнюю часть нефтенасыщенного слоя, полученная в результате проведенных исследований.
Несмотря на то, что углеводородоотдача пласта является многофакторной функцией целого комплекса природных параметров ПФС, возможно установить влияние ее отдельных характеристик на результаты отбора запасов углеводородов. Многофакторность характеристик ПФС предопределяет многообразие возможных методов разработки углеводородных залежей. Как видно из рис. 8, методы воздействия на ПФС включают воздействие на флюидальную и коллекторную компоненты системы, межфазную границу раздела между ними, а также на границы раздела собственно многофазной флюидальной компоненты.
Цели воздействия на флюидальную компоненту:
• поддержание фильтрующейся части пластового флюида газоконденсатной залежи в однофазном состоянии, исключающем возможность выпадения конденсата (сайклинг-процесс);
• уменьшение остаточной нефте- и конденсатонасыщенности путем искусственного перевода части нефтяных и конденсатных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления (закачка углеводородных и неуглеводородных растворителей);
• снижение вязкости пластовых флюидов, уменьшение поверхностного натяжения и влияния капиллярных сил, частичное растворение в мобильной жидкой фазе выпавших из нее и сорбированных высокомолекулярных компонентов (термические и волновые методы);
• перераспределение потоков флюидальной компоненты (барьерное и площадное заводнение, закачка полимеров и т.д.).
Цели воздействия на межфазные границы флюидальной и коллекторной составляющих, а также на границы раздела многофазной флюидальной составляющей:
• снижение межфазного поверхностного натяжения и, как следствие, снижение вязкости фильтрующейся фазы в результате воздействия (поверхностно-активных веществ, электромагнитного, микробиологического, термического, волнового);
• уменьшение доли сорбированной углеводородной фазы относительно общего количества флюидальной компоненты в результате воздействия (поверхностно-активных веществ, термогазохимического, электромагнитного, микробиологического, термического, волнового) на интенсивность сорбционных и десорбционных процессов посредством модификации свойств поверхности раздела флюидальной и коллекторной компонент.
Цели воздействия на коллекторную компоненту:
• снижение фильтрационных сопротивлений при эксплуатации коллектора (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка, внутрипластовые взрывы);
• повышение коэффициента охвата (сочетание вертикальных и горизонтальных стволов при проводке скважин).
Предлагая в работе [1] способ разработки газоконденсатного месторождения в режиме поддержания пластового давления на уровне не ниже давления начала конденсации пластовой углеводородной смеси
путем нагнетания азота, авторы рассматривают в качестве важнейших элементов технологии массовые гидроразрывы пласта. В этом заключается комплексность воздействия на конкретную ПФС и именно это обеспечивает возможность интенсивной разработки объекта и получения высокого коэффициента извлечения конденсата.
Методы разработки залежей УВ
Истощение ПФС (извлекаемые УВ)
Воздействие на ПФС
меуглеводородн ые растворители
ьиутрипластовые | взрывы____________
Рис. 8. Возможные методы разработки запасов углеводородов:
ТРИЗ - трудноизвлекаемые запасы; ПАВ - поверхностно-активные вещества;
ГРП - гидроразрыв пласта; ГПП - гидропескоструйная перфорация
Выводы
1. Эффективная разработка газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений требует применения комплекса различных методов воздействия на их ПФС. В результате должны быть компенсированы или устранены особенности флюидальной и коллекторной компонент, негативно влияющие на углеводородоотдачу.
2. Эксперименты дали возможность оценить влияние негативных факторов (адсорбция углеводородов стенками пор и абсорбция остаточной нефтью, капиллярные эффекты, усиление конденсации при высоком содержании компонентов С5+ и недостатке промежуточных углеводородов, высокая вязкость нефти, низкие относительные фазовые проницаемости, и др.) на углеводородоотдачу.
3. В связи с разработкой новых сложных объектов (залежей ТРИЗ) актуальность создания новых экспериментальных комплексов для проведения исследований термодинамических и реологических свойств углеводородов при жестких внешних термобарических условиях не вызывает сомнений.
4. В связи с ограниченностью и недостаточностью существующих методов расчета фазового поведения углеводородных флюидов в залежах с ТРИЗ необходимы новые подходы, базирующиеся на новейших результатах экспериментальных исследований. Неравновес-ность флюидальной системы при разработке ТРИЗ обусловливает невозможность использования при ее описании классических уравнений состояния (Пенга - Робинсона, Редлиха - Квонга, Соаве и т.д.), являющихся продуктом равновесной термодинамики (термостатики).
5. Анализ полученных результатов свидетельствует о необходимости разработки новых программных продуктов для моделирования процесса разработки залежей ТРИЗ из-за несостоятельности существующих лицензионных продуктов.
Список литературы
1. Люгай Д.В. Проблемы добычи трудноизвлекаемых запасов жидких углеводородов / Д.В. Люгай, В.А. Николаев, В.И. Лапшин, О.В. Бузинова // Разработка месторождений углеводородов: сб. науч. тр. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. - С. 36-45.
2. Булейко В.М. Исследование фазового поведения углеводородных флюидов в пористых средах / В.М. Булейко. - Газовая промышленность. - 2005. - № 11. - С. 60-64.
3. Булейко В.М. Влияние пористой среды на фазовое состояние и поведение газоконденсатных смесей / В.М. Булейко. - Газовая промышленность. - 2007. - № 1. - С. 22-25.
4. Булейко В. М. Закономерности поведения углеводородных систем залежей нефти и газа / В.М. Булейко, В.П. Воронов, С.Н. Закиров и др. // Доклады РАН. - 2007. - Т. 414(6). - С. 788-792.
5. Булейко В.М. Закономерности фазовых превращений углеводородных смесей в нефтегазоносных пластах разрабатываемых месторождений (по экспериментальным данным): дис. ... д.т.н. / В.М. Булейко // М.: 2007. - 277 с.
6. Дерягин Б. В. Поверхностные силы / Б. В. Дерягин, Н. В. Чураев,
B.М. Муллер // М.: Наука, 1985. - 400 с.
7. Дерягин Б.В. Жидкокристаллическое состояние граничных слоев некоторых полярных жидкостей / Б.В. Дерягин, Ю.М. Поповский // Коллоидный журнал. - 1982. - Т. 44. - № 5. - С. 863-870.
8. Дерягин Б. В., Старов В. М., Чураев Н.В. О давлении на периметре смачивания // Коллоидный журнал. - Т. 44. - № 5. - 1982. -
C. 871-876.
9. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти / А.Ю. На-миот. - М.: Недра, 1976. - 184 с.
10. Петренко В.И., Петренко Н.В., Хадыкин В.Г., Щугорев В.Д. Взаимосвязь природных газов и воды / В.И. Петренко, Н.В. Петренко, В.Г. Хадыкин, В. Д. Щугорев // М.: Недра, 1995. - 280 с.
11. Николаев В.А., Лапшин В.И., Булейко В.М., Минько А.Г. Предпосылки эффективной разработки оторочки вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт // Разработка месторождений углеводородов: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2008. - С. 260-266.
12. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1971. - 310 с.
