Фев 11
Имеется нефтегазовое месторождение, 6 глубинных проб нефти указвают на давление насыщения ниже пластового на 20 атм, однако наличие газовой шапки говорит о том, что давление насыщения должно совпадать с пластовым. Как это можно объяснить? Или последний тезис не верный? АВПД отсутствует.
Спасибо за помощь!
Опубликовано
02 Фев 2011
Активность
16
ответов
6000
просмотров
7
участников
0
Рейтинг
Объяснить можно просто:
1. Некачественность проб. Качественные пробы при Ps=Pi отобрать сложно.
2. Если высота нефтяной оторочки большая, то давление насыщения уменьшается с глубиной
Для подтверждения Ps<Pi нужна высокая прецизионность между повторными (не параллельными) исследованиями. Каждое исследование -три параллельных отбора.
В более низких слоях залегают газонефтяные месторождения, в которых над жидкой фазой (пластовой нефтью) находится газовая фаза. Так как давление пласта сравнительно невысокое, то газообразные углеводороды полностью не растворяются в жидкой фазе и заполняют верхнюю часть залежи (газовые шапки в купольных поднятиях). Такое месторождение называется двухфазным. Разрабатывать эту залежь можно только с глубин ниже газонефтяного контакта.
На больших глубинах залегают однофазные жидкие газонефтяные смеси, так как при имеющихся в них высоких давлениях все газообразные углеводороды полностью растворяются в жидкой нефти. Давление в таких залежах всегда почти выше давления насыщения пластовой нефти при температуре пласта. При их разработке пластовое давление не должно снижаться ниже давления насыщения, так как образование газовой шапки в купольной части складки существенно ухудшит условия разработки залежи.
Похоже на перепечатку из учебника для студентов геологических факультетов
,причём материал совсем не по теме вопроса
В более низких слоях залегают газонефтяные месторождения, в которых над жидкой фазой (пластовой нефтью) находится газовая фаза. ....
Т.е. если пробы подтверждают и вынесено решение считать их кондиционными, то данная ситуацие возможна. При глубинах до 2000 м.
Опять таки высота нефтяной оторочки должна быть порядка 100 и более метров для существенного уменьшения давления насыщения с глубиной.
мне кажется совсем не обязательно 100-и метров, достаточно 10-20 м.
изменение Ps c глубиной по реальному месторождению:
1 МПа на 18 м
т.е при высоте в 40 метров очень даже реально схватить расхождение в 20 атм
Хуже было бы если наоборот
Это возможно из-за градиента свойств как было отмечено ранее или если залеж не находится в равновесии. Оба случая требуют дополнительных доказательств.
да там в 20 км скважина пробурена и закачка газа идёт по самое нехочу
Моделировал я одно м-ие с газовой шапкой. Что-то в PVTi значительного градиента Pbub получить не удалось. Во многом он компенсируется градиентом температуры. Конечно много от состава зависит.
У вас это градиент подтвержден и пробами и моделью?
Подходит?
Ну так все-таки PVT-модель подтверждает результаты этих именитых компаний?
Как правильно рассуждает, коллега.......
То что есть в реальности показывает эксперимент. По этим экспериментам сделана модель.
Месторождение Карачаганак, модель делал Витсон
Немного теоретических рассуждений, сразу скажу подтверждения сим мыслям не имею.
Формирование газонефтяной залежи может происходить с миграции в ловушку сначала газа, а потом уже замещения части газа нефтью. Также все знают, что процессы растворения и выделения газа не тождественны, имеется гистерезис. Давление растворения ощутимо выше точки разгазирования. При этом мигрирующая в ловушку нефть может иметь газосодержание ниже, чем максимальное газосодержание, которое возможно в данной залежи при данном давлении. Но газовая шапка ввиду обозначенных выше причин не будет растворяться в нефти, так как для этого недостаточно давления. Залежь будет в равновесии.
Буду благодарен если кто-нибудь поделится результатами исследований разгазирования и обратного растворения на одном и том же образце нефти.
вроде, что-то подобное видел. Но сами лабораторки врятли .Тоже с удовольствием посмотрел на данные опытов.