В каких породах чаще всего содержатся пластовые флюиды
Источники информации о пластовых флюидов
Несмотря на то что флюиды, присутствующие в нефтегазовых резервуарах, представлены только водой, нефтью и газом, наблюдается почти неограниченное разнообразие их состава, относительного содержания и свойств в различных залежах. Наши знания о флюидах, насыщающих природные резервуары, базируются на косвенных данных, поскольку мы не имеем возможности наблюдать нефть и газ в пластовых условиях. Эти данные мы получаем благодаря изучению: а) пластовых флюидов, содержащихся в керне и шламе; б) пластовых флюидов, встреченных на забое скважины (которые мы изучаем по пробам, извлеченным из скважин, либо путем непосредственного анализа их на месте с помощью электронных и других аналогичных приборов, установленных на поверхности); в) поверхностных проб, отобранных из сепаратора на устье продуктивной скважины. Кроме того, эти данные мы получаем благодаря изучению истории разработки промышленного объекта.
Изучение пластовых флюидов. Изучение флюидов, содержащихся в природных резервуарах, можно производить посредством косвенных методов, например путем определения их воздействия на поведение кривых различных видов каротажа или на глинистый раствор в процессе бурения. Существуют и методы непосредственного изучения пластовых флюидов, извлекаемых при оттартывании скважин канатного бурения или отбираемых с помощью испытателя пласта и другими способами взятия проб флюидов с забоя скважин. Пластовые флюиды можно наблюдать прямо в образцах керна и шлама, отбираемых для исследования. Например, опробование керна на содержание в нем соли (на вкус) представляет собой обычную процедуру, осуществляемую прямо на месте. Отбираются также забойные пробы флюидов, которые до начала их исследования в лаборатории хранятся в условиях, аналогичных пластовым. Свойства флюидов в пластовых условиях могут быть определены также путем расчетов или реконструированы на основе анализа проб, отобранных у устья скважины.
Современная практика нефтепромысловых работ предусматривает тщательный отбор керна всех вскрытых коллекторов из каждой скважины, поэтому керн отбирается непрерывно или лишь с очень небольшими пропусками по всему разрезу каждого предположительно нефтегазоносного пласта. После извлечения керновый материал передается в лабораторию, где изучаются петрографический состав, пористость и проницаемость пород, а также свойства и относительное содержание насыщающих их газа, нефти и воды. Сведения, полученные при анализе кернового материала, сравниваются с данными электрокаротажа; последние помогают выяснить, каково содержание в продуктивной толще флюидов, сколь велика ее мощность и объем порового пространства.
Когда керн извлекается из нефтегазоносного пласта на дневную поверхность, температура и давление в нем падают до уровня атмосферных. Заключенный в керне газ выделяется из раствора, расширяется, и большая часть его наряду с некоторым количеством содержащейся в керне нефти улетучивается. Поэтому замеры содержания в породе нефти и газа, производимые в поверхностных условиях, дают низкие значения. Однако поровая вода, удерживаемая капиллярными силами, остается почти без изменения в поровом пространстве керна, хотя может более или менее загрязниться фильтратом бурового раствора. Таким образом, содержание воды в извлеченном на поверхность керне, видимо, намного ближе к первоначальному, чем объем нефти, не говоря уже о газе, количество которого значительно уменьшается по сравнению с исходным.
Существует несколько методов устранения этих расхождений. Один из них заключается в применении при разбуривании продуктивного пласта промывочного раствора не на водной, а на нефтяной основе. Такие буровые растворы препятствуют вытеснению поровой воды из керна и ее загрязнению, тем самым обеспечивая большую точность определения ее процентного содержания в пласте. Поскольку промывочный раствор на нефтяной основе загрязняет содержащиеся в керне углеводороды, за их объем принимается разница между объемами порового пространства и насыщающей породу воды. Другие методы получения точных данных о содержании в породах пластовых флюидов основаны на консервации (насколько это практически выполнимо) пластовых условий в керне до начала его исследования в лаборатории. Один из таких методов заключается в быстром замораживании керна в приемнике сразу же по извлечении его на дневную поверхность, благодаря чему в керне до проведения лабораторных анализов в известных пределах сохраняется первоначальное содержание пластовых флюидов. Второй метод предполагает отбор керна из продуктивного пласта при сохранении естественного пластового давления; это достигается посредством изоляции керна в колонковой трубе перед извлечением ее на поверхность. В связи с тем, что этот метод слишком дорог, его применяют лишь в редких случаях ‑ главным образом на ранних стадиях разработки залежей. Проведение исследований в смонтированной на автомашине передвижной лаборатории, которая может быть доставлена непосредственно к проходящей испытания скважине, исключает многие пзменения кернового материала, которые могут возникнуть при его транспортировке от скважины до стационарной лаборатории.
Количество данных о пласте, заключающем нефтяную или газовую залежь, которые мы получаем в результате анализа керна и других образцов, отбираемых в скважине, может показаться очень большим, однако следует помнить, что диаметр скважины составляет всего 4-8 дюймов, так что площадь ее поперечного сечения ничтожна по сравнению с территорией, дренируемой одной скважиной, которая обычно для нефтяного месторождения достигает 10-80, а для газового 160 и более акров. По этой причине результаты лабораторных измерений содержания флюидов, проницаемости и пористости в небольших кусочках керна могут оказаться весьма отдаленными от средних данных для всего объема дренируемого скважиной коллекторского пласта. Правда, погрешности измерений часто компенсируют друг друга, так что, используя данные лабораторных исследований, нередко удается с достаточным приближением оценить суммарные извлекаемые запасы нефти в залежи на ранних этапах разработки последней.
История разработки залежи. Многочисленные данные о содержащихся в пористых породах флюидах можно получить при изучении и интерпретации тех изменений, которые происходят в залежи в процессе ее разработки, главным образом в результате отбора жидкостей и падения пластового давления. К числу переменных параметров относятся взаимоотношения между флюидами, особенно относительная насыщенность пород газом, нефтью и водой (которая определяется изменением пластового давления), химические и физические свойства этих флюидов и темпы их отбора. Регистрация изменений, происшедших за сутки, неделю, месяц и год, дает основные данные относительно содержания флюидов в коллекторе.
Количество флюидов в породе зависит от ее пористости и давления. Темп отбора флюидов контролируется проницаемостью породы, градиентом пластового давления и вязкостью жидкостей. Пластовые флюиды представлены газом, нефтью и водой. Газ и нефть взаиморастворимы, но они почти не смешиваются с водой. Объем любого из присутствующих в пласте флюидов и скорость его фильтрации сквозь породу зависит не только от пористости и проницаемости коллектора и пластового давления, но и от количества других флюидов, насыщающих пласт. Поскольку вода содержится во всех пористых осадочных породах, включая и нефтегазоносные, рассмотрение флюидов мы начнем именно с нее.
Флюиды, залежи которые могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.
Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.
Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов особенно токсичных, так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором при циркуляции. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой.
Основными свойствами пластовых флюидов, которые определяют характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности, являются:
??тип флюида;
??агрегатное состояние;
??плотность;
??вязкость;
??взаиморастворимость;
??наличие примесей;
??токсичность (предельно допустимые концентрации (ПДК), при которых допускается нахождение в рабочей зоне);
??пожаро и взрывоопасность (концентрация, при которой происходит воспламенение).
Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. По степени убывания фонтаноопасности типы пластовых флюидов могут быть классифицированы следующим образом:
??природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He);
??газоконденсаты;
??нефтегазоконденсаты;
??нефть;
??газированные пластовые воды;
??минерализованные воды и рапа.
Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Фонтаноопасность газообразных флюидов по сравнению с жидкими более высока по следующим причинам:
??в газовых залежах, как правило, более высокие пластовые давления;
??более стремительное развитие газопроявления (по сравнению с проявлением жидких флюидов) во времени;
??наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины;
??низкий порог возгораемости;
??взрывоопасность;
??токсичность;
??летучесть, то есть способность газов легко перемещаться в атмосфере;
??повышенная растворимость в воде;
??высокий дебит.
В связи с более высокой фонтаноопасностью газов по сравнению с жидкостями:
??предъявляются повышенные требования по обеспечению фонтанной безопасности при вскрытии газонапорных горизонтов;
??наблюдаются различия в оборудовании эксплуатационных скважин;
??соблюдаются повышенные меры безопасности при проведении аварийных и ремонтных работ, если они сопряжены с вероятностью появления газа в рабочей зоне (газоопасные работы).
Плотность. Это масса одной единицы объема вещества. Измеряется в кг/м3; г/см3. Соотношение: 1,00 г/см3 = 1000,00 кг/м3. Абсолютная плотность — масса вещества, приходящаяся на единицу объема. Для газа эта плотность определяется при нормальных условиях — температура 20 0С и давление 0,1 Мпа (1 атм.). Относительная плотность — плотность газа (или паров) по отношению к плотности воздуха. По значению этой плотности можно судить о степени и характере распространения газов в атмосфере (как далеко распространяется, где концентрируется). Относительная плотность для жидкостей не определяется. Чем выше плотность флюида, тем меньше скорость его фильтрации, и, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного бурового раствора) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины. Можно говорить о снижении фонтаноопасности пластовых флюидов по мере увеличения их плотности. Плотность флюида (или его паров) играет существенную роль при оценке фонтаноопасности с позиций воздействия на окружающую среду при возможном попадании пластового флюида на поверхность в результате открытого фонтанирования скважины. В основном это касается газообразных или легкоиспаряющихся жидкостей (например, метанола). Флюиды с меньшей плотностью более легко распространяются в атмосфере и поражают большие площади земной поверхности, поэтому их фонтаноопасность выше.
Таблица Плотности основных пластовых флюидов и паров метанола
Пластовый флюид
Плотность, кг/м3
(нормальные
условия)
Относительная
(по воздуху)
Метан (СН4) 0,7167 0,554
Сероводород (Н2S) 1,5390 1,190
Двуокись углерода (СО2) 1,9768 1,529
Азот (N2) 1,2510 0,975
Воздух 1,2928 1,000
Сернистый ангидрид (SO2) — продукт горения Н2S 2,8442 2,200
Метанол (пары) 1,100 0,7917
Газоконденсат 400 — 650
Нефтегазоконденсат 650 — 800
Нефть 800 — 1060
Пластовые воды 1010 — 1070
Высокоминерализованная вода, рапа до 1300 — 1350
В таблице приведена плотность паров метанола, потому что хотя он и не является пластовым флюидом, но часто используется для проведения работ на эксплуатационных скважинах. При этом количество используемого метанола соизмеримо с объемами газопроявлений и, в случае возникновения аварийной ситуации при ремонте скважин с применением метанола, последствия для обслуживающего персонала и окружающей среды могут быть весьма опасными.
Вязкость. Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Для оценки качества нефти пользуются относительной (условной) вязкостью.
Растворимость. Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов (особенно токсичных), так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом (ГНВП или открытый фонтан) или с буровым раствором (при циркуляции). В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта (скважины) считается высокой. В пластовых условиях происходит растворение газообразных пластовых флюидов в жидких (нефти). Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора. Это объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (или 1 т) дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. Если при бурении, эксплуатации или ремонте скважин возможна ситуация, когда на земную поверхность попадет пластовый флюид, растворимость которого в воде высока, то в таком случае следует говорить о повышенной фонтаноопасности объекта.
Наличие примесей. Содержание примесей в пластовых флюидах влияет на их плотность, вязкость, подвижность и т. п. Это, в свою очередь, не может не отражаться, как было отмечено выше, на фонтаноопасности. Примеси могут быть весьма токсичными, что также усугубляет фонтаноопасность. Наиболее опасной токсичной примесью считается сероводород. Содержание его в газе свыше 6 % (по объему) считается высоким и требует особых мер при бурении, эксплуатации и ремонте. Например, состав газа (в среднем), добываемого на Астраханском газоконденсатном месторождении, следующий: метан — 60,0 %, сероводород — 25,0 %, углекислый газ — 11,5 %, этан — 1,5 %, азот — 1,0 %, пропан — 0,8 %, бутан — 0,2 %. Токсичность. Токсичность пластового флюида определяет степень его вредного воздействия на человека и окружающую среду. Чем выше токсичность пластового флюида, отдельных его компонентов или примесей, тем выше фонтаноопасность объекта. Токсичными и ядовитыми веществами называются такие вещества, которые, поступая в организм человека в незначительном количестве, вызывают заметные физиологические изменения и тем самым приводят к нарушению нормальной жизнедеятельности организма. К токсичным и ядовитым веществам, контакта с которыми приходится, в основном, опасаться при бурении, эксплуатации и ремонте скважин, являются: метан (химическая формула СH4), сероводород (химическая формула H2S), сернистый ангидрит (SO2); метанол (СH3ОН). Пожароопасность и взрывоопасность. Горение — это химическая реакция окисления, то есть взаимодействие вещества с кислородом, при котором происходит интенсивное выделение тепла в окружающую среду. Возгорание газообразных веществ в атмосфере происходит при достижении определенной их концентрации, достаточной для начала горения (воспламенения) под воздействием внешнего теплового воздействия. При определенных концентрациях в воздухе некоторых веществ (мелкодисперсных или газов) реакция горения протекает практически мгновенно с очень большим выделением тепла и энергии. В таком случае эта реакция квалифицируется как взрыв. Углеводородные газы при соединении с кислородом и воздухом характеризуются огромной взрывной способностью. Взрыв может происходить при сравнительно малых концентрациях газа в воздухе (с которым газ образует гремучую смесь). Например, нижний и верхний пределы взрываемости соответственно составляют (в об %) для метана 5 и 15, для пропана 2,4 и 9,5; для паров более тяжелых углеводородов эти пределы еще ниже. Сероводород, кроме того, что сам является взрывоопасным газом, расширяет взрываемость природного газа.