Развитие методов расчета комплекса параметров коллекторов и флюидов в условиях аномально высокий пластовых давлений для прогнозирования показателей разработки газовых месторождений

Краткое описание

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение... 4

Глава 1. Исследование изменения физических свойств газа в залежах с аномально высокими пластовыми давлениями и высокой температурой. 8

1.1. Основные формулы расчета... 8

1.2. Расчет коэффициента сверхсжимаемости газа (методика Dranchuk-Abou-Kassem)... 10

1.3. Метод расчета изотермического коэффициента сжимаемости газа (Методика Dranchuk-Abou-Kassem)... 16

1.4. Метод расчета коэффициента сверхсжимаемости Z газа (методика Lee-Kesler)... 20

1.5. Характеристика истощения месторождений природного газа

при постоянной температуре и объеме... 26

1.6. Исследование изменения изотермического коэффициента сжимаемости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой... 31

1.7. Исследование изменения запаса упругой энергии газа в процессе истощения залежи с высокими пластовыми давлениями при постоянном объеме... 34

Глава 2. Выбор Методики расчета вязкости природного газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой... 37

2.1. Методика Lee-Gonzales-Eakin... 37

2.2. Метод сравнительных параметров для расчета вязкости газа в

залежах с высокими пластовыми давлениями (методика API)... 40

2.3. Зависимость для расчета вязкости газа при высоком давлении

(методика Carr-Kobayashi)... 47

2.4.Выбор методики расчета вязкости... 51

3 Глава 3. Прогнозирование дебитов скважин месторождений

природного газа с АВПД и высокой температурой... 57

3.1 Механизмы генерации АВПД... 57

3.2. Оценка влияния деформации коллектора на дебиты скважин... 63

3.3. Прогнозирование дебитов скважин с учетом

фактических свойств газа и пласта... 70

Глава 4. Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой... 84

4.1. Обоснование расчётных уравнений... 84

4.2. Уравнения материального баланса для некоторых типичных

случаев... 89

4.3. Пример прогнозирования показателей разработки залежи природного газа с АВПД и высокой температурой... 93

4.4. Расчет объемных свойств газа в залежах с высокими пластовыми

давлениями и высокой температурой... 104

Основные результаты и выводы... 113

Приложение... 114

Литература...123-136

4
Введение

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Основными задачами нефтегазовой промышленности Китая на современном этапе развития являются достижение стабильного уровня добычи нефти и резкое увеличение добычи природного газа и конденсата. Поэтому исключительно важное значение, кроме поиска новых путей ускорения разведки и ввода в разработку новых месторождений нефти и газа, имеют работы, направленные на совершенствование и создание новых технологий повышения нефте-, газо- и конденсатоизвлечения пластов. В последние годы на севере-западе Китая открыт ряд крупных газовых и газоконденсатных месторождений - газовое месторождение (ГМ) Кела-2, Янтакеское газоконденсатное месторождение (ГКМ), ГКМ Юйдун -2, Яхаское ГКМ, ГКМ Дина-2 и др., продуктивные горизонты которых залегают на больших глубинах (3000 -5000 м и более), пласты характеризуются неоднородностью по площади, значительными пластовыми температурами (порядка 380 К) и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) (порядка 1,8 -2,2). Эти месторождения служат основным источником газа для заполнения построенного магистрального газопровода протяженностью 4000 км от Таримского бассейна до конечного пункта поставок Шанхая. Поэтому правильная разработка этих месторождений имеет очень важное значение. Примерами месторождений с АВПД в России являются Астраханское ГКМ, Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение. В процессе разработки таких месторождений свойства газа и газоконденсата подвергаются существенному изменению. Коллекторы на таких глубинах и в условиях АВПД также характеризуются повышенной упругостью, что непосредственно влияет на пористость и проницаемость пласта. Поэтому разработку месторождений с АВПД и высокой температурой необходимо проектировать на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений проницаемости и пористости коллектора.

5

Анализ исследований свойств газа, газоконденсата и коллектора показал, что наиболее эффективным остается комплексный подход, т.е. экспериментальные и аналитические методы исследования и учета этих характеристик в совокупности. В настоящее время имеется ряд работ, посвященных изучению влияния упругих свойств коллектора на показатели разработки месторождений с АВПД, при этом недостаточно внимания уделено определению свойств газа и газоконденсата. Особенно актуальным является определение свойств газа и газоконденсата в области высоких пластовых давлений и высоких температур, где экспериментальные данные дорогостоящие и требуют немалых затрат сил и времени, а расчетные методы требуют специального тестирования для применения в таких условиях. Важной теоретической и практической задачей также является комплексный подход к проектированию разработки месторождений с учетом изменения свойств газа и коллектора в зависимости от термобарических условий.

Цель работы. Определение свойств газа и коллектора с целью их комплексного учета при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой.

Основные задачи исследования.

(1). Выбор аналитических методов определения коэффициента сверхсжимаемости, вязкости, объемного коэффициента и др. свойств природных газов в широком термобарическом диапазоне, создание соответствующей инженерной методики расчета и оценка запаса упругой энергии газа.

(2). Обработка экспериментальных данных по исследованию кернов и получение зависимости проницаемости от давления типа k=f(P). Оценка дебитов газовых скважин с учетом деформации коллектора в процессе истощения газовой залежи.

(3). Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений пористости и проницаемости.

6

(4). Апробация методики определения коэффициента сверхсжимаемости газа, объемного коэффициента, вязкости и изотермического коэффициента сжимаемости газа для прогноза показателей разработки месторождений природного газа в условиях АВПД.

Методы решения поставленных задач. Для решения вышеперечисленных задач в диссертации использовались современные основы термодинамики углеводородных систем, подземной гидромеханики и физики пласта, решения уравнений математической физики, методы вычислительной математики и математической статистики.

Научная новизна.

(1). Предложена инженерная процедура расчета свойств газа для широкого диапазона термобарических условий в залежах с АВПД и высокой температурой.

(2). Оценена степень влияния изотермического коэффициента сжимаемости газа на коэффициент извлечения газа и запас его упругой энергии для залежей с АВПД и высокой температурой.

(3). Оценено влияние снижения проницаемости коллектора на дебиты скважин на основе лабораторных исследований для залежей с АВПД и высокой температурой.

Практическая ценность. Предложенные в работе инженерная процедура расчета позволяют аналитическим способом определить коэффициент сверхсжимаемости газа, объемный коэффициент, вязкость и изотермический коэффициент сжимаемости для широкой области высоких пластовых давлений и высоких температур, а также оценить запас упругой энергии газа при высоких пластовых давлениях и степень влияния изменения проницаемости коллектора на дебиты газовых скважин, что имеет место в газовых залежах с АВПД. Полученные в работе результаты позволяют прогнозировать показатели разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой на основе комплексного учета свойств газа и коллектора.

7

Лппробация диссертации. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах, а именно:

1.5-я всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России.

23-26 сентября 2003 года, Москва.

2. Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций.

30-31 марта 2004 года, Москва.

3. Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 печатные работы.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, приложения, результатов и выводов. Общий объём работы составляет 136 страниц, в том числе, 104 страницы машинописного текста, 32 рисунка и список литературы из 129 наименований.

Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Каневской Р.Д., заведующему кафедрой профессору Басниеву К. С. за содействие при поступлении в аспирантуру и в период обучения.

Автор выражает признательность всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений за доброе отношение, обсуждение работы и полезные советы при выполнении данной диссертации.

8

Глава 1. Исследование изменения физических свойств газа в залежах с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и высокой

температурой

В последние десятилетия в России и странах СНГ открыты нефтегазоконденсатные месторождения - гиганты, пластовые системы которых залегают на глубинах 3000 -5000 м и более в жестких термобарических условиях [2, 7, 17, 25, 36, 39, 44, 59, 60, 73, 111, 112, 114, ]. В последние годы в Китае также открыт ряд газовых и газоконденсатных месторождений с АВПД и высокими пластовыми температурами. Коэффициент аномальности, т.е. превышение пластового давления над гидростатическим давлением, составляет 1,8 —2,0 и более, а температура в пласте составляет более 373 К [77, 112]. При исследовании таких объектов необходимо отметить важность определения реальных свойств газа, в частности, коэффициента сверхсжимаемости Z. Коэффициент Z является очень важным параметром при подсчете начальных запасов природного газа, расчетах фильтрационных характеристик дренируемых пластов, определении забойного давления и т.д. Совершенствование методов определения коэффициентов сверхсжимаемости газа является актуальной задачей для исследователей.

1.1. Основные формулы расчета

В соответствии с определением объемный коэффициент газа Bg имеет вид:

Bg = Vf/Vst=Pst/Pf (Ы)

где Vst - объем газа на дневной поверхности; Vf - объем газа в пласте; ря — плотность газа на поверхности; pf-плотность газа в пласте.

Параметр Vf рассчитывается по уравнению состояния и имеет вид:

PVf = (^)ZRT (1-2)

где R — газовая постоянная и принята равной 0,008314, МПа*м /КМоль; W — масса газа, кг; М - молекулярная масса газа, кг/кМоль; Т - температура, К.

9

Из формул (1-2) и (1-3) видно, что объемный коэффициент газа Bg рассчитывается через коэффициент сверхсжимаемости Z. В практике разработки газовых месторождений для удобства формулу (1-2) выражают

з через плотность (кг/м ) с учетом

з W

) с учетом р

М т.е.

Pf ZRT

Из (1-26) видно, что плотность газа в пласте может быть более точно определена только после того, как будет более точно определен коэффициент сверхсжимаемости газа.

В поверхностных условиях (О С, 0,1013 МПа) плотность газа (кг/м ) будет иметь вид:

_ 0,1013 М

Итак, с учетом (1-3) относительная плотность газа на поверхности земли yg равна:

В (1-4) молекулярная масса воздуха принята равной 28,964, при этом плотность воздуха 1,293 кг/м3.

Из (1-26) и (1-4) выразим плотность газа в пласте через yg Р 1 291*273 1 Р

0 1013Ч

Следовательно, из (1-26) и (1-3) получим формулу для расчета объемного коэффициента:

R _0,1013ZT

Bg" 273,1P (Ь6)

Из формулы (1-6) видно, что ключевым моментом в процессе определения объемного коэффициента также является определение

10

коэффициента сверхсжимаемости газа Z. Объемный коэффициент, мольный объем, плотность газа в пласте и другие параметры газа могут быть определены только после определения коэффициента Z. Для определения коэффициента Z требуется специальное исследование.

1.2. Расчет коэффициента сверхсжимаемости газа (методика Dranchuk-Abou-Kassem)

Появление коэффициента сверхсжимаемости газа вызвано не идеальностью реального газа в процессе сжатия и связано с давлением и температурой, также тесно связано с компонентным составом газа. В настоящее время в практике существует много методов его расчета [12, 13, 17, 37, 38, 39, 75, 91, 99, 100, 104, 113, 123]. В данной работе применяются два метода, т.е. метод, предложенный Dranchuk и Abou-Kassem [99] и метод, предложенный Lee-Kesler [75]. В первом методе в качестве основной переменной берётся приведенная плотность, поэтому назовем его методом расчета приведенной плотности (метод Dranchuk-Abou-Kassem). Во втором методе в качестве основной переменной берется приведенный объем, назовем его методом расчета приведенного объема.

Плотность реального газа нелинейно возрастает в зависимости от давления (особенно при высоком давлении). Градиент возрастания плотности всё время уменьшается при увеличении давления, и при высоких давлениях реальный газ чрезвычайно трудно сжимается.

Dranchuk и Abou-Kassem предложена корреляционная зависимость Z от приведенной плотности рг в виде полинома с восьмью параметрами с использованием кривой Standing -Katz [120].

j = Aj+ A2/Tr + A3/Tr3

11

Здесь и далее Тг и Рг - приведенная температура и приведенное давление соответственно. Значения коэффициентов Ai-As в уравнении (1-7) приведены в таблице 1.1. В формуле (1-7) приведенная плотность рг равна [99]:

pr = 0,27Pr/(ZTr) или Z = 0,27Pr/(prTr) (1.8)

Совместно решая (1-7) и (1-8), получим нелинейное уравнение для приведенной плотности или коэффициента сверхсжимаемости газа Z.

(1-9)

(А7р?/Тг2Х1+А8р2)ехр(-А8р2)-0Д7Рг=0

Решение данного нелинейного уравнения методом Ньютона дает значение приведенной плотности газа. Для этого, подставим приведенную плотность рг в уравнение итерации и получим рекуррентное уравнение:

Pr(k+l) = pr(k)-f(pr)/f'(pr) (1-10)

После получения приведенной плотности рг, рассчитываем коэффициент сверхсжимаемости Z с использованием зависимости Z от приведенной плотности рг.

Z=0,27Pr/(prTr) (Ы1)

Таблица 1.1 Значения коэффициентов корреляции Ai —As

Коэффициенты корреляции Значение Коэффициенты корреляции Значение

Ai 0,31506 А5 -0,61232

А2 -1,04671 А6 -0,10489

Аз -0,57832 А7 0,68157

А4 0,53538 А8 0,68446

Для увеличения скорости сходимости уравнения (1-10) важно адекватно определить начальное значение приведенной плотности рг при

12

нулевой итерации и упростить расчет производной функции f (рг). После выполнения большого количества расчетов и проверки обнаруживается, что

первоначальное значение р^ ' может быть определено по следующей зависимости:

л\ у ¦*- С\ ОТХУ !(-ж » ТГ Л /11 О\

где: *0 = 0,8/(1+0,05Рг) (ЫЗ) _.

Одновременно обнаруживается, что функция приведенной плотности f(pr) в целом меняется по линейному закону, поэтому производная f (рг) в большом диапазоне равна 5,67. Можно намного увеличить скорость расчета при замене производной на данное значение. Если |f(pr)| ^ 0,0001, то точность

расчета приведенной плотности рг достигнет:

= abs(0,0001/5,67) = 0,178-10"4

Данная точность расчета обычно удовлетворяет практическому требованию, и количество итерации обычно не превышает 20.

Метод Dranchuk-Abou-Kassem рекомендует использовать и McCain, при этом он указывает точность этого метода в зависимости от значения приведенного давления [113]. Согласно исследованию McCain [113] погрешность расчета не превышает 1% при 0,2=2,39%; пС4Ню=2,78%; iC5H12=l,57%; пС5Н12=1,12%; СбН14=1,81%; С7+=3,49%.

Температура принята равной 107,7 °С (380,8 К). Давление меняется в широком диапазоне. Результаты расчета основных параметров приведены в таблице 1.2. Результаты расчета коэффициентов сверхсжимаемости газа приведены в таблице 1.3 и 1.4, а также представлены на рис. 1.1.

Таблица 1.2 Результаты расчета основных параметров газа

Наименование параметра Сухой газ Жирный газ

Молекулярная масса смеси, Mw 16,725 26,018

Псевдокритическое давление смеси, Реп, МПа 4,61 4,429

Псевдокритическая температура смеси, Тсга, К 195,23 241,7

Приведенная температура смеси, Тг 1,9503 1,575

14

Таблица 1.3

Результат расчета коэффициента сверхсжимаемости сухого газа залежи с высокими пластовыми давлениями (температура=107,7 °

Давление, МПа 3,448 6,896 13,793 20,690 27,586

Приведенная плотность 0,1061 0,2177 0,4454 0,6596 0,8456

Коэффициент сверхсжимаемости, Z 0,9761 0,9513 0,93 0,942 0,9797

Продол .табл. 1.3

Давление, МПа 34,483 41,379 48,276 55,172 65,517

Приведенная плотность 1,0016 1,1319 1,2414 1,3346 1,4515

Коэффициент сверхсжимаемости, Z 1,0338 1,0978 1,1687 1,2414 1,3555

Таблица 1.4

Результат расчета коэффициента сверхсжимаемости жирного газа

залежи с высокими пластовыми давлениями

(температура=107,7 °С)

Давление, МПа 3,448 6,896 13,793 20,690 27,586

Приведенная плотность 0,1465 0,3081 0,6602 0,9671 1,1924

Коэффициент сверхсжимаемости, Z 0,9377 0,879 0,8147 0,8321 0,8988

Продол, табл. 1.4

Давление, МПа 34,483 41,379 48,276 55,172 65,517

Приведенная плотность 1,3534 1,4767 1,5736 1,6529 1,7459

Коэффициент сверхсжимаемости, Z 0,9862 1,0874 1,1875 1,292 1,4496

15

z 1,8 ¦

i f.

1,0 N x 1,4 у о i s

/i ¦г

•Г

и a i -, 2

¦*

в в 0,8 *»- г

в # f 0,6

0,4-

0,2-

л

и 0 20 40 60 80 100 Давление, МПа

—¦— Сухой газ —»— Жирный газ

Рис. 1.1. Кривая изменения коэффициента сверхсжимаемости газа Z в залежи с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой (Т= 107,7 °С)

(методика Dranchuk-Abou-Kassem)

16

1.3. Метод расчета изотермического коэффициента сжимаемости газа (Методика Dranchuk-Abou-Kassem)

На основе предложенной Dranchuk-Abou-Kassem методики расчета

коэффициента сверхсжимаемости Z можно вычислить также изотермический коэффициент сжимаемости pg. Поскольку в данном случае в качестве основной переменной берется приведенная плотность, формула расчета отличается от обычно принимаемой формы. Подробно методику расчета приведем ниже:

По основной формуле (1-2а) можно написать:

pxZ (1-15)

или

dP = (—)[Zdp+ pdZj=(—)(1+—-----)Zdp Г1-16)

M M Zxdp

Таким образом, получим:

dp.ZRT. = dp Л 1

dP1 M ) dP V } pxdZ (1-17)

Zxdp

С учетом (1-17) выражение для изотермического коэффициента сжимаемости газа cg имеет окончательный вид:

В _ 1 dp _ 1 1

Pg~pdP~P pxdZ (1-18)

Zxdp Здесь ключевым шагом является расчет производной коэффициента

сверхсжимаемости dZ/dp. Берем производную от коэффициента сверхсжимаемости в формуле (1-7) и получаем:

Z dp Z dpr Z 1 ^ 3 (U19)

2X4(l + A8xpr2-A82Pr4)Exp(-A8pr2)]

Подставив значения приведенной плотности, полученные в предыдущем разделе, в формулу (1-19), получим значения производной. Затем подставим значения производной в формулу (1-18) и получим

17

значение изотермического коэффициента сжимаемости. Из (1-18) видно, что в отличие от идеального газа, в правой части формулы для реального газа (Z^l) появляется дополнительный член, учитывающий влияние коэффициента сверхсжимаемости. Значение данного члена изменяется в основном в зависимости от знака и величины производной dZ/dp. Известно, что при относительно низком давлении коэффициент сверхсжимаемости Z снижается при увеличении давления, поэтому знак производной отрицательный. В результате чего дополнительный член, учитывающий коэффициент сверхсжимаемости меньше 1, поэтому сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа при низких давлениях. При высоком давлении производная dZ/dp имеет положительный знак и большее значение. Значение дополнительного члена, учитывающего влияние коэффициента сверхсжимаемости, больше единицы. Это означает, что в диапазоне высокого давления сжимаемость реального газа меньше, чем идеального; реальный газ труднее сжимается, и изменение плотности газа в пласте, вызываемое снижением (или увеличением) давления, меньше, чем идеального, т.е. запас упругой энергии реального газа ниже.

Результаты расчета модельных систем 1 и 2 приведены в табл. 1.5 и 1.6. Соответствующие графики представлены на рис. 1.2.

Список литературы