О возможной роли водорастворенных органических веществ при разработке газоконденсатных месторождений

В.И. Петренко

В сб. «Исследования в области органической гидрогеохимии нефтегазоносных бассейнов». М.-Наука. 1982. с. 188-191

Результаты изучения ВРОВ широко используются при решении вопросов генезиса нефти и газа, эмиграции их из нефтематеринских пород в коллекторы, латерального переноса жидких и газообразных УВ в водорастворенном состоянии и аккумуляции их в ловушках [15, 215, 221]. В то же время роль ВРОВ в процессах извлечения УВ из залежей до сих пор не рассматривалась. Между тем многолетний опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края показал, что в пределах месторождений наблюдаются передвижения огромных объемов подземных вод [49, 163], ОВ которых при определенных условиях может играть заметную роль в увеличении углеводородоотдачи залежей.

На примере Мирненского газоконденсатного месторождения автором показан механизм влияния ВРОВ на извлечение жидких УВ из залежей. Основные залежи рассматриваемого месторождения приурочены ко II и IV пластам нижнего мела, представленным преимущественно алевролитами и мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов. Месторождение было введено в разработку в декабре 1968 г. Пластовое давление снизилось от начального значения по II и IV пластам соответственно на 200.2 и 268,3 кгс/см2. За период с декабря 1968 г. по декабрь 1978 г. из месторождения извлечено 1,813 млрд. м3 воды. За тот же период выполнена оценка фазовых превращений, передвижений и отборов различных типов подземных вод. Из таблицы видно, что до начала разработки Мирненского месторождения в поровом пространстве залежи находилось 347,4 млн. м3 остаточных вод. Кроме того, в пересчете на жидкую фазу 0.719 млн. м3 воды находилось в паровой фазе парогазовой смеси (последняя занимала поровый объем коллекторов, равный 209 млн. м3). Воду, находившуюся до начала отбора газа из залежи в парообразном состоянии, предлагается называть начальной паровой фазой или эвапоригенной влагой. Прослои коллекторов также насыщены водами. Объем поровых вод в пределах залежи оценивается в 230,1 млн. м3. Месторождение окружено огромным водонапорным бассейном, размеры которого по сравнению с объемом залежей можно считать бесконечными. Минерализация пластовых вод водонапорного бассейна в приконтурной зоне Мирненского месторождения составляет 65 г/л. Условно такой же принято минерализация остаточных и поровых вод. Минерализация паровой фазы воды принимается равной 0,1 г/л, что подтверждается исследованиями большого числа проб конденсационных вод [163]. Во всех типах вод оценено количество растворенных минеральных солей.

Количественная оценка ВРОВ выполнена по результатам определений содержания бензола (3,4 мг/л) и фенолов (4,3 мг/л) в пробе пластовой воды Мирненского месторождения. Естественно, что в подземных водах этого месторождения растворено значительно большее количество ОВ, однако автору представляется возможным на примере только двух компонентов показать те значительные объемы ОВ, которые содержатся в водах и переносятся ими при разработке залежей. При определении объемов растворенных в водах бензола и фенолов количество гигроскопической воды не принималось во внимание. Таким образом, до начала разработки Мирненского месторождения в его водах было

Объемы фазовых превращений, передвижений и отборов вод по Мирненскому газоконденсатному месторождению

Типы   вод

До разработки На 1.01.1979 г.
Объем воды в жидкой фазе, тыс. м3 Минерализация воды, г/л Количество растворенных солеи., тыс. т. Количество  растворенного бензола и фенола, тыс. м3 Объем воды в жидкой фазе, тыс. м3 Минерализация воды, г/л Количество растворенных солей, тыс. т Количество растворенного бензола и фенолов, тыс. м3
Воды в пределах месторождения Воды в пределах месторождения

Парогазовая смесь

Начальная паровая фаза 719,40 0,1 0,072 5,54 193,11 0,1 0,019 1,49

Вторичная паровая фаза - - - - 365,01 0,15 0,055 2,81

Итого 719,40 0,1 0,072 5,54 558,12 0,13 0,074 4,30

Остаточные воды 347 400 65 22581 2675 346 304,54 65 22510 2666,5

Поровые неколлекторов 230 100 65 14 956,5 1772 221600 65 14404 1706,3

Эксфильтрационные и элизионные - - - - 8415 65 547 64,8

Пластовые - - - - 9978,51 65 649 76,8

Всего 578 219,40 64,92 37 537,572 4 452,54 586 856,17 64,94 38110,074 4518,7

Воды, извлеченные при разработке >

Воды, извлеченные при разработке

Конденсированные воды

Конденсационные - - - - 526,29 0,1 0,053 4,05

Дистилляционные - - - - 258,96 0,15 0,039 1,99

Итого

- - - 785,25 0,12 0,092 6,04

Остаточные воды - - - - 471,49 65 30,65 3,63

Эксфильтрационные и элизионные - - - - 85 65 5,52 0,66

Пластовые - - - - 471,49 65 30,65 3,63

Всего - - - - 1813,23 36,90 66,912 13,96


растворено 4,5 млн. м3 бензола и фенолов, в том числе 2,67 млн. м3 в остаточных водах, 1,77 млн. м3 в поровых водах неколлекторов.

Снижение пластового давления в коллекторах привело к возникновению перепадов давлений как по площади, так и по разрезу месторождения, а также к изменению равновесного состояния в системе пар — жидкость (парогазовая смесь — остаточные воды), что и обусловило передвижение и фазовые превращения вод в значительных объемах. За рассматриваемый период разработки Мирненского месторождения вследствие изменения влагоемкости газа испарилось 0.365 млн. м3 остаточных води образовалась вторичная паровая фаза, при конденсации которой в установках сепарации газа выпадают инсталлированные воды. Последние в смеси с водами, получаемыми при конденсации первичной паровой фазы, образуют конденсационные воды. За счет перепада давления из неколлекторов в залежи было вытеснено 8,5 млн. м3 эксфильтрационных (из прослоев неколлекторов в пределах залежи) и элизионных (из глинистых толщ кровли и подошвы залежей) вод [157]. Итак, из неколлекторов в коллекторы в водорастворенном состоянии поступило 65,4 тыс. м3 бензола и фенолов.

Известно, что при изотермическом снижении давления растворимость нефти в воде снижается [102]. Следовательно, при снижении пластового давления из остаточных, эксфильтрационных и элизионных вод часть УВ выделяется в свободную фазу. Следует заметить, что из поровых вод вытесняемых из неколлекторов в коллекторы могут выделяться значительные объемы жидких УВ. Согласно исследованиям В.Ф.Симоненко. вода, насыщающая глинистые породы и испытывающая в отличие от связанной меньшее влияние поверхностных сил минеральных частиц, обладает способностью растворять неполярные УВ на несколько порядков выше, чем свободная вода [179]. При попадании в коллекторы поровая вода теряет свои аномальные растворяющие способности, и большая часть УВ выделяется в свободную фазу. Эти УВ соединяются с жидкими углеводородами: 1) выпавшими из газоконденсатной системы в результате ретроградных процессов, 2) частично насыщавшими поровое пространство коллекторов до начала разработки, 3) вытесненными из неколлекторов в чистом виде, 4) перенесенными из непроницаемых прослоев десорбированными сжатыми газами [59]. Смесь образует равновесную насыщенность порового пространства коллекторов жидкой углеводородной фазой. Эти УВ могут либо передвигаться под действием гидравлического напора движущегося газа, либо вытесняться внедряющимися в залежи контурными или подошвенными пластовыми водами с образованием вала жидких УВ. При прохождении вала через забои действующих скважин наблюдается значительное возрастание добычи конденсата, что в целом повышает конденсатоотдачу залежей [158].

Таким образом, при разработке газоконденсатных месторождений ВРОВ  может  способствовать увеличению углеводородоотдачи залежей.

Литература

  1. Барс Е.А. Органическое вещество подземных вод нефтегазоносных бассейнов и задачи его изучения. -В кн.: Органическое вещество подземных вод и его значение для нефтяной геологии. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.
  2. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку // Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. М.: Недра, 1973.
  3. Гербер М.И., Двали М.Ф. Природные сжатые газы как  вероятный фактор миграции нефти из материнских пород. - Тр. ВНИГРИ, 1963, вып. 168.
  4. Колодий В.В. Подземные конденсационные и солюционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Киев: Наук. думка, 1975.
  5. Петренко В.И., Рассохин Г.В., Кравцов Н.А. и др. Вытеснение конденсата  пластовой  водой.   -   Газовая пром-сть, 1974, № 2.
  6. Рассохин Г.В., Белый Н.В., Омесь СП. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979.
  7. Симоненко В.Ф. Методика экспериментальных исследований поровых растворов в проблеме нефтегазонакопления. — В кн.: Поровые растворы в геологии: Методические разработки. Минск: Наука и техника, 1979.
  8. Ходжакулиев Я.А. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений газа и нефти. М.: Недра, 1976.
  9. Швец В.М.  Органические вещества подземных вод.  М.:  Недра,  1973

Авторы: 

Тематические разделы: