Термодинамика пласта в добыче нефти

Юрий ГУСЕВ, доктор экономических наук, президент ООО «КРТ ОйлГазТранс» Юрий ДОВГАЛЕВ, кандидат геолого-минералогических наук, начальник управления ООО «КРТ ОйлГазТранс»

Предотвращение намечающегося сокращения нефтеной добычи в старых нефтегазоносных провинциях становится главной задачей российского Т.Э.К.

Создание новых мощностей в нефтяной и газовой отраслях требует не только огромных финансовых вложений, но и значительного времени. Проблема усугубляется еще и тем, что для дальнейшего наращивания или хотя бы стабилизации добычи углеводородов (УВ) придется в перспективе осваивать новые месторождения в труднодоступных районах Рф с неразвитой инфраструктурой. Но и «забывать» старые тоже было бы большой ошибкой…

Извлечь по максимуму

Срок эксплуатации старых месторождений Рф можно продлить, если провести для них новую интерпретацию геолого-геохимических данных, опираясь на термодинамический подход формирования залежей нефти и газа в ловушках нефтегазоносного бассейна. Для этого авторы предлагают новую термобарическую методологию косвенной экспресс-оценки извлекаемых запасов для старых, еще не списанных с баланса эксплуатации в геологический фонд нефтяных и газонефтяных месторождений. Это можно делать, например, путем построения карты распределения термобарического миграционно-аккумуляционного показателя (К(ма)) на обычной структурной геологической карте разрабатываемого месторождения. По залеганию кровли его продуктивных отложений и теоретически рассчитанным минимальным значениям К(ма) фонда эксплуатационных скважин можно фактографически определить максимально продуктивные участки разрабатываемого истощенного нефтяного пласта для любого месторождения.

Построение геологических миграционно-аккумуляционных карт по истощенным, но еще продуктивным нефтегазоносным пластам стало возможным благодаря установленной авторами обратной линейной зависимости К(ма) от коэффициента заполнения ловушки К3 по месторождениям Саратовской области. В качестве примера для этой статьи взяты два «старожила» «Саратовнефтегаза»: Соколовогорское нефтяное и Урицкое газоконденсатонефтяное месторождения, которые эксплуатируются с 50-х годов прошлого века и по сей день, несмотря на многократно звучавшие прогнозы об их скоропостижном истощении.

Термобарическая модель нефтяной залежи

В своем классическом учебнике «Физические основы технологии добычи нефти» [1] доктор физических наук Моррис Маскет (1905-1998), характеризуя нефтеносные породы подземных резервуаров, писал: «Общее содержание нефтяного резервуара первоначально являет собой комплекс по крайней мере двух, а чаще трех фаз: нефти, воды и газа. Все эти три фазы должны рассматриваться как составные части одной и той же системы. Изучение этого комплекса и его закономерностей составляет предмет науки о технологии нефтедобычи». В то же время Моррис Маскет в своем учебнике не рассматривает термобарические и геолого-геохимические вопросы, относящиеся к происхождению нефти, а также совсем не затрагивает проблему миграции и аккумуляции нефти в осадочно-породном бассейне. Для него она продолжает оставаться противоречивой. Попытаемся системно обозначить то, что не стал рассматривать Моррис Маскет.

Сегодня в нефтегазовой геологии (в широком смысле) под миграцией и аккумуляцией УВ понимается весь сложный природный комплекс переноса рассеянной в осадочной толще горных пород микромассы углеводородов, которая через реализацию нефтегазоматеринских свойств породы завершается (во времени и пространстве недр) формированием макроуглеводородного скопления.

Исходя из природных условий существования в недрах залежей углеводородов, любую двухфазную углеводородную систему можно представить в виде простой геолого-термодинамической модели типа:

Формула доступна в бумажной версии издания

Изучая в такой модели фазовое состояние и поведение пластовых флюидов через их термобарическую и физико-химическую характеристики, можно косвенно, в первом приближении, оценить как миграционно-аккумуляционные, так и емкостные свойства самой УВ-системы в геологическом приемнике (ловушке). Для этого представим модель (1) в классической термодинамической форме (2):

Формула доступна в бумажной версии издания

В соответствии с основными положениями классической теории фазовых равновесий [2, 3, 4] каждая фаза характеризуется определенной функциональной зависимостью между параметрами ее состояния (Р, Т, V).

Это определение позволяет четко обозначить свойства фазы, даже если само вещество находится в раздробленном (дисперсном) состоянии в любой сложной УВ-системе [2]. Принимая (при моделировании УВ-системы) эту теоретическую позицию, определим дополнительно некоторые общие характеристические показатели природных моделируемых углеводородных фаз. Так, для жидкой фазы (Макронефть) таким общим характеристическим показателем могла бы стать динамическая вязкость пластовой нефти (ц).

Для газообразной же фазы (Нефтяной газ) таким общим характеристическим показателем могло бы быть давление насыщения газа (Р5), которое в теории фазовых равновесий непосредственно связано со значениями химических потенциалов газообразных компонентов моделируемой УВ-системы. С учетом изложенного получим качественно новую геолого-термобарическую модель УВ-системы (например, газонефтяной или газоконденсатной залежи) в виде (3):

Формула доступна в бумажной версии издания

Миграционно-аккумуляционный показатель нефтяной залежи

Решая теоретически обозначенную миграционно-аккумуляционную задачу по принципу системного подхода, применим математическое моделирование с определением для модели (3) границ входа и выхода, элементов, образующих систему, свойств подсистем, их взаимодействия и так далее. Для этого преобразуем модель (3) в структурный системный вид, взяв в качестве условного входа и выхода гипотетическое начало и гипотетический конец процесса формирования УВ-системы в ловушках нефтегазоносного бассейна. В результате соответствующих преобразований моделируемая двухфазная УВ-система (3) примет следующий системный вид.

Структура двухфазной УВ-системы в геологическом приемнике (ловушке)

Формула доступна в бумажной версии издания

Практика — критерий истины

Теперь, имея в руках математическое выражение для мифационно-аккумуляционного показателя УВ-системы, проведем широкую экспериментальную проверку его взаимосвязи с другими геолого-геохимическими показателями, а именно: с распределением морфологических параметров структурных ловушек, запасами углеводородов, коэффициентом заполнения ловушек, распространенностью различных литологических типов пород, возрастом ловушек, историей их развития и другими показателями.

С этой целью по тремстам стандартным анализам пластовых нефтей по месторождениям Саратовской области, выполненным в разное время в нефтегазоаналитической лаборатории Нижне-Волжского НИИ геологии и геофизики (НВНИИГГ), были подсчитаны значения Кmа. Они были сопоставлены с вышеобозначенными геологическими показателями. В полученных и представленных на рис. 1, 3 и 4 зависимостях все залежи углеводородов по месторождениям Саратовской области дифференцированы по геологическому возрасту вмещающих их отложений:

Формула доступна в бумажной версии издания

Следовательно, распределение Кта не зависит от геологического времени формирования структур (ловушек), а определяется другими показателями.

Полученные результаты практической апробации в рамках выполненного авторами анализа взаимосвязи Кmа с широким набором геологических показателей продемонстрировали, что наиболее тесно (корреляция Аг = 0,73) обозначенный миграционно-аккумуляционный показатель связан с коэффициентом заполнения ловушки, запасами газа (Аг = 0,49) и амплитудой структур (Аг = 0,18). Отсюда можно сделать общий вывод: практика подтверждает правильность выбранного варианта геолого-термодинамической модели двухфазной УВ-системы по предлагаемой авторами методологии.


В заключение, обобщая полученные закономерности проявления открытого авторами миграционно-аккумуляционного показателя Кта в теоретических и практических основах нефтегазовой геологии, можно в главном сформулировать основные пути и направления его применения.

1. Решение многообразных задач разработки и эксплуатации газонефтяных месторождений на продуктивность и истощение.

2. Получение количественных оценок степени вертикальной и латеральной миграции и аккумуляции углеводородов в литолого-стратиграфических комплексах нефтегазоносного бассейна при выборе стратегии и тактики геологоразведочных работ, особенно при доразведке глубоко залегающих локальных структур осадочного чехла.

3. Рассмотрение генезиса УВ-систем с выяснением пространственно-временных закономерностей размещения углеводородных скоплений в недрах любых нефтегазоносных бассейнов планеты.


Литература

1. Маскет, М. Физические основы технологии добычи нефти / М. Маскет. — М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — С. 6-9.

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2017 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.