Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи. С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b)

Объемный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (2.14)

где V_пл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Если в начальный момент времени давление в пласте P₀ = P_пл > P_нас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению V_пл и, соответственно к уменьшению объемного коэффициента нефти (Рис.2.7).

Рис.2.7

Объёмный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3.

Для месторождений Западной Сибири величина объёмного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

Объём нефти в пластовых условиях всегда больше объёма сепарированной нефти (V_пл > V_сеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U – степень уменьшения объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность:

Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же продуктивного пласта не всегда остаются постоянными (Рис.2.8).

Изменения свойств нефти в залежи зависят от многих факторов: генезиса пластовых флюидов, глубины залегания пласта, термобарического режима и других факторов.

В сводовой части залежи всегда больше газа. Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2 %, чем в крыльях. Распределение тяжёлых углеводородов газа увеличивается от свода к крыльям залежи. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Изменение этих величин в залежи происходит за счёт гравитационного распределения.

Кроме того, в залежи величина плотности нефти возрастает от купола к крыльям и к подошве, что частично объясняется функцией распределения растворенного в ней газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что сказывается на увеличении плотности нефти в приконтурных зонах.

Рис.2.8

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям и к зоне водонефтяного контакта. К зонам водонефтяного контакта вязкостные характеристики пластовой нефти возрастают за счёт гравитационного перераспределения высокомолекулярных компонентов нефти и диспергирования их в переходную зону на границе водонефтяного контакта.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту (табл. 2.1) и на стадии исследования процессов разработки их необходимо изучать. Причины изменения свойств нефти по площади месторождения весьма разнообразны. Геологические и структурные особенности строения залежи, наличие выходов пласта на поверхность, химические, бактериологические, физико-химические и другие процессы, происходящие в пласте, прямо или косвенно влияют на состав и свойства нефтей.

Таблица 2.1

Различие свойств нефти в пределах пласта Д₁ Туймазы

Показатели	Номера скважин
Центральная часть залежи	Приконтурная зона
Давление насыщения, МПа	9,67	9,63	9,63	8,81	0,58	0,37	0,09
Плотность пластовой нефти при Р = 17,5 МПа и Т = 30 °С, кг/м^3
Плотность дегазиро­ванной нефти, кг/м^3
Усадка, % объёмный	13,5	13,6	13,9	12,5	13,0	11,7	10,6
Газовый фактор после се­парации при Т=20 °С, м^3/м^3	54,0	53,3	51,6	46,6	49,0	43,6	41,3
Объемный коэффи­циент при Р = 17,5 МПа и Т = 30 °С	1,161	1,16	1,152	1,142	1,499	1,13	1,119

Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (Ксп) зависит от содержания и концентрации окрашенных веществ, представленных смолами и асфальтенами и другими полярными соединениями. Вместе с изменением содержания полярных компонентов в нефти изменяются её вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению величины коэффициента светопоглощения (Ксп) можно судить и об изменении других показателей нефти.

Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин многопластовой залежи, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

Лекция 6

Дата добавления: 2013-12-12