Разная нефть из одной залежи? Ваше мнение.

Последнее сообщение
visual73 2141 15
Май 12

Есть предпосылки думать, что в одной залежи имеется разная нефть. Разная она по плотности в стандартных условиях.

Теоретически может быть например так: залежь нефти частично разрушается, газ покидает свою нефть, нефть деградирует, окисляется, превращаясь в тяжёлую слабонасыщенную субстанцию. Далее верхние слои пород претерпевают изменения, которые блокируют залежь, не давая ей полностью расформироваться. Потом в залежь начинает поступать свежая более лёгкая нефть...

Есть ли реальные примеры? Кто-нибудь сталкивался с проявлениями?

Ещё одна возможность: окисление нефти возле ВНК. Нефть становится другой. При добыче имеем сильную дифференциацию со временем, т.к. сначала выходит более лёгкая, а ближе к контакту более тяжёлая+эмульсии с водой.

P.S. Плотность нефти меняется от 810 до 930 кг/м3, в зависимости от структуры. Ps не превышает 10 МПа. ГШапок не отмечено.

ChaserX 17 11
Май 12 #1

Приветствую!

Столкнулся с похожим примером - два пласта одного месторождения похоже имеют изменяющуюся по разрезу плотность нефти. Пласты с газовыми шапками, мощности 25 и 35 метров примерно. Уже примерно 3 года ведется регулярный отбор проб MDT с разных абсолютных отметок. Интересно, что по одному пласту происходит изменение газосодержания с 200 м3/т вблизи ГНК, до 112 м3/т вблизи ВНК. Лабораторные замеры также говорят об изменчивости плотности и вязкости, видимо, как следствие. По второму пласту иная картина - ГС постоянно, но меняются плотности (890-910 кг/м3) и вязкости  сепарированной нефти (вязкость нефти в пластовых условиях постоянна). Логика та же - нефть более плотная ближе к ВНК. Предполагаемые причины - биодеградация и окисление на ВНК (либо растворение легких фракций). Скептики говорят - фигня все, это просто пробы разгазированы при отборе. Но на самом деле при отборе пробы ведется контроль депрессии+оптический контроль. И если по депрессии еще могут быть вопросы, пузырьков газа при отборе по оптике не наблюдалось. Но самый мощный на мой взгляд аргумент - это данные эксплуатации скважин. Те скважины, которые ближе к ВНК находятся, работают с меньшим газовым фактором, чем те, которые в куполе залежи. Причем это статистика наблюдается уже долгое время.

Dorzhi 1011 16
Май 12 #2

То, что газовый фактор выше у скважин в куполе еще не показатель изменения газосодержания в нефти. Это может быть свободный газ добавился из-за конусобразования из гш.

ASh999 172 15
Май 12 #3

Поиграю в глухой телефон :) На одном мероприятии Томас Граф (Шлюм) говорил про некий флюидоотборник с экспресс анализом и что есть "тысячи" отборов, одно месторождение - состав нефти в разных скважинах разный. Говорил он в контексте сомнения в существовании наклонных ВНК, что в разных геологических зонах разные свойства нефти и это может быть причиной гуляния ВНК.ps по личному опыту работы (Удмуртия) - проб всегда очень мало (нефть тяжелая и высоковязкая, газосодержание и давление насыщения невысоки), но из общения с опытным человеком с соседнего региона где был, по крайне мере когда-то, более ответственный подход к изучению свойств флюидов - измненение свойств нефти по площади всегда отмечались, но вот с анализом причин было туго, кроме влияние близости к ВНК никаких идей не было.

ChaserX 17 11
Май 12 #4

Dorzhi пишет:

То, что газовый фактор выше у скважин в куполе еще не показатель изменения газосодержания в нефти. Это может быть свободный газ добавился из-за конусобразования из гш.

Безусловно) не совсем корректно написал. Статистика по ГФ анализировалась только по скважинам без прорыва газа (регулярно пишем ПГИ+ замеры ГФ при прорыве всегда дают более 500 м3/т). Так что изменчивость ГФ при эксплуатации скважин не обусловлена конусособразованием

 

Dorzhi 1011 16
Май 12 #5

а ну тады ой. воообще для меня PVT штука мутная, там неопределенностей вагон и тележки, при разных корреляциях получается разброс +-50%. Хотя вот PVTsim вроде бы не так пляшет.

EmptyEye13 102 15
Май 12 #6

ChaserX пишет:
Интересно, что по одному пласту происходит изменение газосодержания с 200 м3/т вблизи ГНК, до 112 м3/т вблизи ВНК.

А изменение температуры на этих глубинах заметное? С ростом температуры растворимость газа падает.

volvlad 2256 15
Май 12 #7

ChaserX пишет:

Безусловно) не совсем корректно написал. Статистика по ГФ анализировалась только по скважинам без прорыва газа (регулярно пишем ПГИ+ замеры ГФ при прорыве всегда дают более 500 м3/т). Так что изменчивость ГФ при эксплуатации скважин не обусловлена конусособразованием

В вашем случае изменения газового фактора и плотностей это вполне нормальное явление, хотя для более точного ответа надо иметь больше данных.

С глубиной всегда наблюдается рост плотности, вязкости, и снижение газосодержания и давления насыщения. Особенно ярко это выражено для залежей с высоким этажом нефтеносности. В нижней части залежи всегда больше тяжелых фракций. 

VIT 1124 16
Май 12 #8

visual73 пишет:

Есть предпосылки думать, что в одной залежи имеется разная нефть. Разная она по плотности в стандартных условиях.

Ну для легких нефтей мы все знаем часто существует градиент и изменяется ГФ. Но есть и более интересные случаи, Приведу некоторые примеры:

- Mullins показал что у обычных нефтей есть градиент по содержанию асфальта. Если интересно найдите SPE по этой теме. Примеры из Мексиканского залива.

- Кому интересно про окисление нефти у ВНК и т.д. есть такое месторождение Hawkins (кажется) в США, где был EOR, так там про это в том числе написано, есть в SPE.

- Был интересный случай на одном из месторождений в Ханты-Мансийске. Наблюдалась изменчивость нефти по латерали. Площадь большая, 10-ки км в одном направлении и меньше 8 в другом, структура очень пологая так что на перераспределения трудно списать. ГФ отличался между севером и остальной площадью раза в два, вязкость 1.5 проив 3.5 сп, плотность не помню, но тоже отличалась. Залеж вся связанная, один уровень свободной воды. Мы так и не установили точную причину. Теперь я думаю что залеж просто не находилась в равновесном состоянии после нескольких эпизодов миграции УВ. Такие примеры тоже описаны в других местах.

*Насчет разрушения залежи можно сделать оценку насколько эта концепция применима для вашего конкретного случая. Для этого надо оценить как относится spill point к ВНК и кап. давление покрышки. Тут даже не надо диагенез привлекать ибо такой leaking механизм возможен без разрушения залежи.

volvlad 2256 15
Май 12 #9

Согласен, что миграция играет немаловажную роль, также как и последущие процессы. Например, индикаторами leaking может быть наличие газовых залежей в вышележащих пластах. 

Примеров очень много, но в любом случае, для более или менее достоверного обоснования нужно смотреть на региональную геологию, миграцию и пр.

visual73 2141 15
Май 12 #10

Спасибо всем за ответы.

Что такое spill point?

В моём случае мощность пласта не велика - до 10 м, поэтому говорить о гравитационной дифференциации свойств не приходится. Площадь тоже не большая сравнительно. Место действия Оренбург. Маленькие куполки-структурки, либо не связанные между собой, либо связанные через воду. Возможно либо дифференциация от купола к куполу, ни никакой тенденции региональной в расположении структур и тенденции изменения плотности не наблюдается, сплошной винегрет. Либо первый вариант, из первого сообщения топика, но уж больно сложно это будет обосновать. Плюс накладываются ошибки анализов - половина исследований - начало 90ых годов.

Про leakingчерез покрышку тоже да.

Всё же интересно как тяжёлая нефть может существовать совместно с лёгкой? Ведь по сути она является растворителем и должна превратиться в однородную субстанцию с течением времени. Всё же это не асфальт. И длительность геологических процессов тоже не маленькая - миллионы лет. Кроме того, если более лёгкая нефть откуда-то пришла, то продвигаясь она тем более должна вымывать тяжёлые субстанции.

В общем природа - сплошная загадка. ))

visual73 2141 15
Май 12 #11

volvlad пишет:

С глубиной всегда наблюдается рост плотности, вязкости, и снижение газосодержания и давления насыщения. Особенно ярко это выражено для залежей с высоким этажом нефтеносности. В нижней части залежи всегда больше тяжелых фракций. 

Если эти слова относятся не к конкретному случаю, а ко всему, то тут я готов возразить. Тенгиз имеет 1,5 км этаж нефтеносности и никакой дифференциации свойств не наблюдается. Лёгкие нефти на глубине от 3 км и ниже не имеют дифференциации свойств. Недавно работал по большому количеству залежей и месторождений Оренбурга, аналогичная ситуация. Математическое моделирование обычно даёт дифференциацию практически нулевую - инструментальными средствами невозможно зафиксировать.

Unknown 1656 15
Май 12 #12

visual73 пишет:

Спасибо всем за ответы.

Что такое spill point?

В моём случае мощность пласта не велика - до 10 м, поэтому говорить о гравитационной дифференциации свойств не приходится. Площадь тоже не большая сравнительно. Место действия Оренбург. Маленькие куполки-структурки, либо не связанные между собой, либо связанные через воду. Возможно либо дифференциация от купола к куполу, ни никакой тенденции региональной в расположении структур и тенденции изменения плотности не наблюдается, сплошной винегрет. Либо первый вариант, из первого сообщения топика, но уж больно сложно это будет обосновать. Плюс накладываются ошибки анализов - половина исследований - начало 90ых годов.

Про leakingчерез покрышку тоже да.

Всё же интересно как тяжёлая нефть может существовать совместно с лёгкой? Ведь по сути она является растворителем и должна превратиться в однородную субстанцию с течением времени. Всё же это не асфальт. И длительность геологических процессов тоже не маленькая - миллионы лет. Кроме того, если более лёгкая нефть откуда-то пришла, то продвигаясь она тем более должна вымывать тяжёлые субстанции.

В общем природа - сплошная загадка. ))

Spill point - структурный замок, другими словами последняя изогипса, оконтуривающая ловушку.

Толщина (все-таки не мощность) 10 м, хорошо, а какой этаж нефтеносности?Есть примеры изменения вязкости и плотности по направлению к ВНК на дистанциях нескольких 10в метров. или пары сотен, но тогда переход от "газа с высокми содержанием конденсата" к "нефти с высоким газосодержанием"

Свойства нефти могут меняться при длительной разработке, но это может быть и не ваш случай.

Какое расстояние между структурами. В соседней Самарской области - показано наличие нефтей из разных НМП с кардинально разными свойствами. Даже в пределах одной ловушки в разных пластах нефть генерирована разными НМП

П.С. Всегда все можно списать на неаккуратность замеров

П.П.С. Пока мало данных для полноценных выводов

pevgen 451 13
Май 12 #13

На месторождении в Томской области из одного пласта по разным скважинам отобрана нефть непосредственно после вскрытия пласта, без PVT видно что она разная - отличается по цвету. Ловушка сложнопостроенная, ВНК не обнаружен.

AlNikS 878 14
Май 12 #14

Кстати, если газосодержание меняется с 30 до 130 на 50 метрах, это нормально с физико-химической точки зрения? Просто подрядчик в модели так задал, чтоб садаптировать газ в купольной части (газовой шапки по ГИС и в модели нет). А по пробам газосодержание 60-80 м3/т. Нефть относительно легкая и маловязкая. Но кондиционных проб в купольной части нет.

visual73 2141 15
Май 12 #15

херня! Если нефть лёгкая, и шапки нет, то никакой дифференциации не зафиксируешь, во всяком случае с 30 до 130 м3/м3!!

JSBI 204 13
Май 12 #16

Visual73

Это у вас не отложения нижнего карбона?

В Татарстане на месторождениях есть такие случаи, что на одном куполе вязкость 40 сПз, а на другом 200 сПз.

visual73 2141 15
Май 12 #17

Пласт бобриковский, мощность пласта не более 20 м, высота залежи до 100 м, по площади - точно не скажу но пупки они и в африке пупки, это не Уренгой, а Повольжье. Как в шахматах - этот пупок с тяжёлой нефтью, этот со средней, этот с лёгкой, а этот опять с тяжёлой )))

JSBI 204 13
Май 12 #18

Ну это стандартные залежи бобрика.

В целом утяжеление и увелечение вязкости нефтей наблюдается в сторону Мелекеса.

TOTAL 315 12
Май 12 #19

как насыщенность моделировать если разная нефть в одной залежи?

visual73 2141 15
Май 12 #20

TOTAL пишет:

как насыщенность моделировать если разная нефть в одной залежи?

Имеешь ввиду газосодержание? В моём случае всё таки бить нужно по структурам/регионам. Хотя и получается, как я писал, как в шахматах - тут тяжёлая, тут лёгкая, тут средняя, а тут опять тяжёлая - полная путаница по площади.

Деваться некуда, обосновали как регионы. Хотя уверен что херня, а доказать не могу. Исходные данные полный отстой, 70-ые годы + "любимый" мной Гипровостокнефть - убойная шарага, никому не советую ))

TOTAL 315 12
Май 12 #21

нет, нефтенасыщенность имею ввиду :) через J-функцию? хотя если газонасыщенность замоделять - то и получиться где больше газа - легче нефть, логично.

у меня нефть меняет свойства (плотность) по разрезу, а не по площади )

м.б. есть какие-нибудь "хитрости"/особенности при моделировании насыщенности в таких залежах?

visual73 2141 15
Май 12 #22

TOTAL пишет:

нет, нефтенасыщенность имею ввиду :) через J-функцию? хотя если газонасыщенность замоделять - то и получиться где больше газа - легче нефть, логично.

у меня нефть меняет свойства (плотность) по разрезу, а не по площади )

м.б. есть какие-нибудь "хитрости"/особенности при моделировании насыщенности в таких залежах?

Я то больше мыслю не как гидродинамик, а как PVT-шник )) поэтому сразу про своё, родное - газосодержание, давление насыщения...)

Всё верно: высокое газосодержание - это обязательно лёгкая нефть (Наоборот уже не работает :) ), а также большая глубина и высокое давление (чаще авпд).

Что за месторождение, если не секрет? Я не равнодушен к массивным месторождениям с километровой мощностью ))) Уникальные объекты на которых можно оттачивать теорию бытия )))

Если мощность пласта большая и глубина большая, то дифференциация часто связана с газо-нефтяной залежью. Если глубина маленькая, то скорее всего с деградацией нефти.

Go to top