Давление насыщения при наличии газовой шапки

Последнее сообщение
afunny 8 12
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!

visual73 2141 14
Фев 11 #1

afunny пишет:

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!


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.

Иван007 864 11
Фев 11 #2

afunny пишет:

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!


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.

visual73 2141 14
Фев 11 #3

Похоже на перепечатку из учебника для студентов геологических факультетов laugh.gif ,причём материал совсем не по теме вопроса

В более низких слоях залегают газонефтяные месторождения, в которых над жидкой фазой (пластовой нефтью) находится газовая фаза. ....

afunny 8 12
Фев 11 #4

visual73 пишет:

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.


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.

Вар 391 14
Фев 11 #5

afunny пишет:

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.

visual73 2141 14
Фев 11 #6

изменение Ps c глубиной по реальному месторождению:
1 МПа на 18 м excl.gif

т.е при высоте в 40 метров очень даже реально схватить расхождение в 20 атм

VIT 1124 15
Фев 11 #7

afunny пишет:

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!


Хуже было бы если наоборот smile.gif
Это возможно из-за градиента свойств как было отмечено ранее или если залеж не находится в равновесии. Оба случая требуют дополнительных доказательств.

visual73 2141 14
Фев 11 #8

да там в 20 км скважина пробурена и закачка газа идёт по самое нехочу laugh.gif

dimakrit 64 14
Фев 11 #9

visual73 пишет:

изменение Ps c глубиной по реальному месторождению:
1 МПа на 18 м excl.gif

т.е при высоте в 40 метров очень даже реально схватить расхождение в 20 атм


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?

visual73 2141 14
Фев 11 #10

dimakrit пишет:

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?

Подтверждён анализами ведущих европейских лабораторий - Pencor, Corelab, Eni.
Подходит? blush.gif

visual73 2141 14
Фев 11 #11

dimakrit пишет:

Во многом он компенсируется градиентом температуры. Конечно много от состава зависит.

это потому что у тебя состав не менялся с глубиной, или слабо менялся

dimakrit 64 14
Фев 11 #12

visual73 пишет:

это потому что у тебя состав не менялся с глубиной, или слабо менялся


Ну так все-таки PVT-модель подтверждает результаты этих именитых компаний?

Иван007 864 11
Фев 11 #13

afunny пишет:

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.


Как правильно рассуждает, коллега.......

visual73 2141 14
Фев 11 #14

dimakrit пишет:

Ну так все-таки PVT-модель подтверждает результаты этих именитых компаний?

Модель не может подтверждать. Модель описывает кондиционные экспериментальные замеры.

То что есть в реальности показывает эксперимент. По этим экспериментам сделана модель.
Месторождение Карачаганак, модель делал Витсон

FullChaos 875 14
Фев 11 #15

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.

Вар 391 14
Фев 11 #16

FullChaos пишет:

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.

Go to top