Сегодня мы расскажем о том, кто куда мигрирует в нефтяной отрасли, о том, что происходит с месторождением при добыче, и о том, как вода, нефть и газ взаимодействуют. Это третья часть из серии статей для будущих математиков-программистов, которым предстоит решать задачи, связанные с моделированием нефтедобычи и разработкой инженерного ПО в области сопровождения нефтедобычи. В книжках всё расписано гораздо подробнее, зато здесь о нефтянке рассказывают программисты и для программистов.
Первую и вторую части серии можно прочесть здесь:
habr.com/ru/company/bashnipineft/blog/505300
habr.com/ru/company/bashnipineft/blog/506198
Осадконакопление, образование нефти, миграция
Теорий образования нефти есть несколько, я буду говорить только о той, согласно которой нефть образовалась из остатков живых существ – зоопланктона и водорослей. Когда-то давным-давно, in a galaxy far far away, этот самый зоопланктон и водоросли размножался так бурно, а условия по наличию (точнее, отсутствию) кислорода и нужной температуры были такие, что он не успевал разложиться и падал на дно моря, будучи в дальнейшем засыпаем всякой осадочной породой (песочком и глиной). Сейчас даже деревья отказываются превращаться в каменный уголь, а просто, заразы, в присутствии кислорода гниют, а тогда они аналогично планктону подвергались захоронению и с течением времени погружались на всё большую и большую глубину, уплотнялись и обезвоживались. Это не означает, кстати, что вода куда-то пропадала – вода всегда была и оставалась вокруг, пропитывая породу. Вода уходила из самих остатков клеток и органических соединений.
По мере того, как захороненное неразложившееся органическое вещество погружалось всё глубже, температура и давление росли, и наконец, попали в такое “окно” параметров (выше – температура и давление недостаточно большие, глубже – температура и давление слишком большие), где органическое вещество стало преобразовываться в углеводороды, составляющие нефть и газ – такую породу называют нефтематеринской, потому что именно она рождала (и рождает до сих пор, только ооочень медленно!) нефть. Получившиеся углеводороды легче воды, поэтому они мигрируют вверх, в сторону поверхности, просачиваясь через проницаемые породы и застревая на непроницаемых.
На пути к поверхности нефть встречает много разных слоёв, и они к этому времени совсем не обязательно будут горизонтальными. Река подточила глиняный утёс, он упал в воду и его смыло, вынесло в море, и там вся эта глина упала на дно в виде протяжённого, более или менее горизонтального пятна. Процессы движения литосферы, процессы горообразования вспучили земную твердь, и вот уже когда-то горизонтальный пласт низкопроницаемой глины выпятило в виде арки – ловушка для нефти готова. Где-то нефть с газом попадёт в такие ловушки и застрянет на определённой глубине, а где-то просочится практически на поверхность. В последнем случае газ и лёгкие углеводороды, конечно, большей частью опередят всех остальных, достигнут поверхности и улетучатся, и останутся битуминозные пески Альберты и бассейна реки Ориноко, но в качестве противоположных примеров предлагаю вспомнить бакинские колодцы и озера с нефтью в 19 веке, а также горящие уже тысячи лет огни Химеры – выходы метана на поверхность в районе турецкой горы Олимпос.
Нам важнее всего то, что традиционные месторождения, в которых можно встретить подвижную нефть, чаще всего образуются под куполами из непроницаемой породы или подобными же образовавшимися в результате разломов ловушками, под которыми скопилась в процессе своей миграции наверх нефть. Если откуда-то туда смогла прийти нефть, то гораздо раньше там захватила своё место вода. Когда нефть вытесняет из породы воду, часть воды всё равно в породе остаётся в виде “прилипшей” к гидрофильной породе плёнки или заполняющей очень мелкие поры и держащейся там очень сильными капиллярными силами, поэтому нефть всегда в месторождении соседствует с водой, пусть даже такой “связанной” и отказывающейся двигаться (если бы такая вода могла двигаться, нефть бы её выдвинула из породы при своей миграции). Если нефть мигрировала вместе с газом, то они могли вместе попасть в ловушку, тогда у такого месторождения возможно будет газовая “шапка” – насыщенная газом область проницаемой породы над насыщенной нефтью областью. И наконец, под самой нефтью может остаться область проницаемой породы, насыщенная водой, тогда говорят о месторождении с подстилающей водой. А может и не остаться.
Динамика свойств и технологических показателей в процессе работы скважины
С тех пор, как месторождение нефти образовалось, прошло очень много времени, процессы миграции завершились, все переходные процессы устаканились, всё смешиваемое – перемешалось, всё несмешиваемое – снова разделилось, система пришла в равновесие, остались активными только очень медленные процессы, которые короткоживущие белковые существа могут не учитывать. А потом вдруг – раз! – эти самые белковые существа изобрели паровую машину, электричество и принялись бурить скважины и добывать нефть.
Какое было начальное пластовое давление? Если забыть про все эти ловушки для нефти и вообразить, будто вся земля представляет собой проницаемый песчаник, насыщенный водой, то давление жидкости на любой глубине будет определяться только плотностью этой воды и глубиной: это известная со школы формула “ро-жэ-аш”. Делайте как мы, забудьте начальную школу с её задачками на перевод из дециакров в кубофуты и считайте всё только в единицах СИ, и будет вам счастье. Получаем примерно 1000*10*2000 Паскалей или примерно 200 атмосфер.
Если пластовое давление в месторождении примерно равно давлению столба жидкости на той же глубине, говорят о нормальном пластовом давлении; если сильно больше или сильно меньше, то говорят об аномально высоком или низком пластовом давлении. Нефтяники, конечно, любят высокое, но не аномально высокое. Если пробурить скважину до месторождения и заполнить её водой, то в случае нормального пластового давления уровень воды в скважине не будет меняться. В случае пониженного пластового давления, уровень воды в скважине начнёт падать и упадёт до высоты, соответствующей текущему пластовому давлению – удобный способ для оценки пластового давления, кстати, понадобятся только два хронометра.
В случае повышенного пластового давления воду из скважины будет выталкивать со всё повышающейся скоростью, и наконец из скважины забьёт фонтан нефти! Теперь представим, что у месторождения нормальное начальное пластовое давление, не повышенное, но скважина заполнена не водой, а нефтью. У нефти плотность меньше, чем у воды, поэтому “ро-жэ-аш” у такого столба нефти будет меньше, чем пластовое давление, и нефть из скважины будет выталкивать! Чтобы остановить такую скважину, нужно её “заглушить”, заменить нефть в стволе скважины на воду, а при аномально высоком пластовом давлении ещё и с растворенными солями, чтобы плотность была побольше и “ро-жэ-аш” как раз равнялось пластовому давлению (и чуть-чуть его превышало). Сами понимаете, при аномально высоком пластовом давлении ещё и при бурении будут проблемы – нужно пробурить скважину, создав открытую связь месторождения под давлением с поверхностью, но при этом не допустив выбросов из-за повышенного давления.
Что происходит с физико-химическими свойствами месторождения при добыче? В первом приближении можно считать, что пористость, проницаемость и сжимаемость не меняются, потому что порода остаётся на месте, а вот все насыщающие её флюиды начинают мигрировать, поэтому меняются давление и насыщение. Пусть скважина была заполнена нефтью и при этом находилась в равновесии с пластовым давлением. Насос начинает добывать нефть из скважины, динамический уровень нефти в скважине начинает падать, забойное давление (давление столба жидкости по “ро-жэ-аш” на забой, то есть нижнюю часть скважины) тоже падает. Насос может быть настроен так, чтобы работать с заданным постоянным расходом, или (если в нём есть свой манометр) поддерживать заданное постоянное забойное давление. Перепад давления (называемый депрессией) между забойным (в стволе скважины) и пластовым (в прилегающей к скважине “призабойной” части месторождения) давлением вызывает приток нефти к скважине. Но и одновременно при этом понижает пластовое давление в призабойной зоне месторождения! Если проницаемость достаточная, то волна падения давления распространяется дальше, вызывая приток нефти из всё более дальних частей месторождения. Теоретически, при большой проницаемости можно всю нефть месторождения выкачать одной скважиной, просто это займёт очень много времени.
В реальности, через некоторое время для поддержания пластового давления начнут работу нагнетательные скважины, которые наоборот, закачивают в ствол скважины воду, создавая повышенное забойное давление. Обратный перепад давления (репрессия) между стволом скважины и призабойной зоной приводит к тому, что из скважины в месторождение начинает распространяться закачиваемая вода вместе с волной повышенного давления. Это с одной стороны не даёт пластовому давлению падать, а с другой стороны как бы “поршнем” вытесняет нефть от нагнетательных скважин в сторону добывающих. Хотя если вместо поршневого вытеснения закачиваемая вода пробьёт себе прямые каналы от нагнетательных скважин к добывающим, на оставшейся в этой части месторождения нефти можно ставить крест.
Итак, после начала добычи и закачки на месторождении начинается невиданная за тысячи лет движуха – перераспределяется пластовое давление, вызывая фильтрацию (напоминаю, слово “фильтрация” можно смело заменять на “перетоки”) содержимого от мест с большим давлением к местам с меньшим, меняя, таким образом, во всех точках нефтенасыщенность, водонасыщенность и газонасыщенность. Если вдруг добычу остановить, то через некоторое время пластовое давление выровняется, на месторождении останется только одна сила тяжести и снова начнутся те же медленные процессы восстановления равновесия: более тяжёлая вода – вниз, более лёгкий газ – вверх, нефть – между ними. Коктейль снова расслаивается.
Физико-химические свойства нефти, воды и газа
Физико-химические свойства флюидов, то есть всего того, что в месторождении может течь и фильтроваться сквозь породу, сильно влияют на то, как эта фильтрация происходит. Мы уже видели, что скорость фильтрации прямо пропорциональна проницаемости породы и обратно пропорциональна вязкости. В условиях, когда в какой-то точке месторождения есть и вода, и газ, и нефть, они фильтруются все одновременно в соответствии с общей абсолютной проницаемостью и собственной вязкостью.
Но оказывается, когда они все находятся в одном месте, в одних и тех же порах, они друг другу начинают мешать, и скорость фильтрации их всех зависит не только от абсолютной проницаемости породы и собственной вязкости, но и от количества остальных флюидов в наличии. Так, например, опыты показывают, что когда в одних и тех же порах находятся нефть и вода, скорость фильтрации нефти при соотношении 10:1 может оказаться во много раз больше, чем скорость фильтрации нефти при соотношении 1:10.
Я понимаю, формулы страшные, но всё-таки, давайте я их объясню на пальцах. Вот раньше мы думали, что всё течёт пропорционально проницаемости и перепаду давления и обратно пропорционально вязкости. Оказывается, когда есть и вода, и нефть, то надо считать отдельно скорость воды и скорость нефти, каждый со своей вязкостью. При этом проницаемость в формуле, что для нефти, что для воды, состоит из какой-то общей неизменной проницаемости, определяемой породой, и дополнительного множителя, который у воды и нефти свой, и этот множитель зависит от количества воды.
Другими словами, когда воды мало, она почти не мешает нефти фильтроваться, а вот когда воды уже много, оставшаяся нефть практически перестаёт фильтроваться. Выглядит это так, будто на коэффициент проницаемости породы накладывается дополнительный множитель, называемый коэффициентом относительной фазовой проницаемости, который для каждого флюида (воды, нефти, газа) свой и ещё, более того, зависит от насыщения (доли воды, нефти и газа).
В итоге, есть абсолютная проницаемость породы, которая зависит только от породы, и есть относительная проницаемость для воды, нефти, газа, которая зависит и от их пропорции, и это всё отображается на графиках, подобных тому, что я привёл выше. Как такую картинку читать? Водонасыщенности меньше 20% на этом гипотетическом месторождении нет, то есть воды всегда как минимум 20%. При таком содержании воды её относительная фазовая проницаемость равна нулю, то есть вода есть, её 20%, но она не течёт никуда, течёт только нефть. С другой стороны, когда воды становится 75% (а нефти остаётся, соответственно, только 25%), относительная фазовая проницаемость нефти падает до нуля, и значит уже нефть никуда больше не течёт, и эти оставшиеся 25% из пор никак не выковырять.
Плотность нефти, воды и газа влияет на их начальное распределение в месторождении. В полном соответствии с законом Архимеда, менее плотные газ и нефть располагаются в верхней части месторождения, а более плотная вода – в нижней. В процессе разработки месторождения все эти эффекты, разумеется, продолжают действовать, хотя и могут не успевать за происходящими событиями. Одно дело пузырику газа всплыть со дна стакана на поверхность, а совсем другое – просочиться с нижнего пласта до верхнего через мелкие поры породы, где вода и нефть, удерживаемые капиллярными силами, не горят желанием пропускать какие-то пузыри.
Ещё одна особенность нефти заключается в её способности растворять углеводородный газ (чаще всего – метан). В одном кубометре нефти могут быть растворены десятки и сотни кубометров газа, в зависимости от давления. Отношение объёма газа, выделившегося из нефти при добыче её на белый свет и в нормальные условия, к объёму той нефти, из которой он выделился, называется газосодержанием. Если вы добываете нефть с газосодержанием, равным 100, то при добыче 1 кубометра нефти вы получите попутно ещё и 100 кубометров газа, которые в ней были растворены и которые из неё при добыче выделятся.
Обратите внимание и никогда не путайте: газосодержание – это объём газа, растворенного в единице объёма нефти, а газонасыщенность – это доля объёма пор породы, занимаемая свободным газом. Ещё есть один показатель: растворимость газа – это объём газа, который потенциально может раствориться в единице объёма этой нефти при заданном давлении.
Растворимость – сколько газа может раствориться в нефти при заданном давлении, а газосодержание – сколько газа на самом деле растворено. Понятно, что второе никогда не может превысить первое. Если вы в одну бочку поместите нефть без растворённого газа, то газосодержание у этой нефти будет равно нулю. Если вы затем начнёте в эту бочку нагнетать газ под давлением в 200 атмосфер, то газ начнёт в нефти растворяться без остатка, и газосодержание нефти станет расти. Как только газосодержание нефти достигнет растворимости газа при заданном давлении, процесс растворения прекратится, и оставшийся газ начнёт скапливаться в верхней части бочки.
Нефть, в которой при текущем давлении растворено максимальное возможное количество газа, называется насыщенной нефтью, а давление такое называется давлением насыщения. Давление насыщения для заданной нефти – это такое давление, при снижении ниже которого из нефти начинает выделяться растворённый в ней газ. Если предположить, что газа больше нет, и начать повышать давление, то с нефтью ничего не будет происходить (хотя она и перестанет быть насыщенной). Если начать, наоборот, понижать давление, то как только давление станет ниже давления насыщения, из нефти начнёт выделяться растворённый в ней газ, и газосодержание начнёт падать (а газонасыщенность породы, в которой всё это происходит, начнёт расти).
В случае месторождения всё происходит похожим образом, но в разных направлениях в зависимости от того, что было в начале и что происходит. Если у месторождения была газовая шапка при давлении в 200 атмосфер, это значит, что нефть уже приняла весь газ, который могла растворить, и находится в насыщенном состоянии. Если начать закачивать в месторождение воду и повышать пластовое давление, то растворимость газа (способность нефти вмещать газ) начинает расти, и газ тут же пользуется этой возможностью и в нефти начинает растворяться (правда, происходит это не быстро). Так что повышая давление можно теоретически добиться, чтобы вся газовая шапка на месторождении растворилась в нефти. Допустим, что это произойдёт при 250 атмосферах, а мы продолжаем нагнетать, что будет происходить, когда пластовое давление вырастет, скажем, до 300 атмосфера? Да ничего, газа как не было, так и не будет. Но нефть как бы “запомнила”, при каком давлении в ней растворился последний кубометр газа, – это давление и называется давлением насыщения.
Если затем начать добывать нефть и снижать давление с 300 до 290, 280, 270 атмосфер, то ничего происходить не будет, но как только давление упадёт до давления насыщения 250 атмосфер, газ начнёт снова выделяться, причём не в шапку, а по всему объёму, и быстро.
Если у месторождения с пластовым давлением в 200 атмосфер с самого начала не было газовой шапки, означает ли это, что в этой нефти нет растворённого газа? Нет, не означает – растворённый газ всегда в нефти есть, просто из-за условий её образования. Для такой нефти важно знать, какое у неё газосодержание и давление насыщения, потому что если вдруг в процессе разработки пластовое давление упадёт ниже давления насыщения, то по всему объёму месторождения из нефти начнёт выделяться газ, и этот газ будет очень сильно мешать нормальной фильтрации нефти к скважинам.
Кому трудно понять суть всех этих происходящих процессов с растворением, растворимостью и давлением насыщения, я предлагаю представить себе только что купленную бутылку с газированной водой. В ней, очевидно, под давлением находится вода с растворённым в ней углекислым газом и небольшое количество углекислого газа под крышкой, при этом они находятся в равновесии: газ больше не растворяется, но и не выделяется из воды. Вы вряд ли можете провести этот эксперимент в реальности, поэтому придётся провести его мысленно: если бутылку сжать, повысив в ней давление, то можно добиться того, что весь газ из-под крышки растворится, и в бутылке будет только вода. А вот обратный эксперимент провести легко: если чуть-чуть отвернуть крышку, стравить часть газа и крышку обратно закрутить, то давление под крышкой и в воде уменьшится. А раз до этого вода и газ находились в равновесии, то теперь мы опустили давление ниже давления насыщения, и газ из воды начнёт выделяться, причём по всему объёму сразу, пока не установится новое равновесие.
Кроме этого, важно знать, что при растворении в нефти газа, объём этой самой нефти увеличивается. И наоборот, при добыче 1 кубометра нефти из пласта, когда мы её поднимем на поверхность и из неё выделится растворённый газ, её объем уменьшится в соответствии с так называемым объёмным коэффициентом. Когда нефть поднимают на поверхность, происходит сразу несколько явлений, в разном направлении влияющих на её объём: падает давление (нефть увеличивает объём в соответствии со своим коэффициентом сжимаемости), падает температура (нефть уменьшает объём в соответствии со своим коэффициентом температурного расширения), улетучивается растворённый газ (объём и масса нефти уменьшаются). Всё это вместе объединяют в единый объёмный коэффициент. Если он равен, например, 1.2, то чтобы получить 1 кубометр на поверхности, нужно забрать 1.2 кубометра из пласта.
И вязкость, и объёмный коэффициент, конечно, зависят от давления и газосодержания: чем больше газосодержание (при одном и том же давлении), тем больше объёмный коэффициент и тем меньше вязкость. Чем больше давление (при одном и том же газосодержании), тем больше вязкость и меньше объёмный коэффициент.
В следующей части мы коснемся вопросов математического моделирования процессов, происходящих при разработке нефтяных и газовых месторождений и наконец-то доберёмся до данных, алгоритмов и программного обеспечения.
Вся серия:
