Пусть, например, газовый фактор скважины равен 220 м³ /т или 220×0,88=194 м³ /м³ , плотность нефти 0,88 г./см³ , а пластовое давление 18 МПа. Из рис. 1 по этим данным находим, что в 1 м³ нефти может раствориться при давлении 18 МПа только 110 м³ газа (см. рис. 1, нижний график). Следовательно, значительное количество добываемого газа находится в пласте в свободном состоянии.

Рассмотрим случай, когда пластовое давление превышает давление насыщения. Например, плотность нефти 0,86 г./см³ , газовый фактор – 40 м³ /т или 40×0,86 = 34,2 м³ /м³ , а давление пласта 14 МПа. В этих условиях давление насыщения составит всего 5 МПа (см. рис. 1, верхний график). Следовательно, весь газ растворен в нефти, и выделение его из раствора возможно только в стволе скважины в условиях снижения давления до 5 МПа.

Следует подчеркнуть, что ввиду пренебрежения на графике влиянием плотности газа и температуры возможны погрешности до 25% и выше.

Отметим, что величину газового фактора нельзя отождествлять с количеством растворенного в нефти газа в пластовых условиях. Так, для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина газового фактора в большинстве случаев меньше количества газа, растворенного в 1 м³ нефти, вследствие избыточного давления в трапах, что приводит к неполной сепарации газа. А при наличии в пласте свободного газа промысловый газовый фактор вообще не может служить даже ориентировочным показателем количества растворенного в нефти газа.

Рис. 1. Кривые растворимости газа в нефти ( N) при различных давлениях насыщения (р_нас )

Заниженные значения величины давления насыщения объясняются также наличием азота в газе. Азот плохо растворяется в нефтях, и присутствие его даже в незначительных количествах заметно увеличивает величину давления насыщения. При внесении соответствующей поправки на наличие в газе азота величина давления насыщения, рассчитанная по графикам, будет ближе к определенной по глубинным пробам.

Приведем в качестве примера следующий расчет. По лабораторным исследованиям пробы пластовой нефти, отобранной из скв. 10 Ромашкинского месторождения, давление насыщения составляет 8,4 МПа, а по графику на рис. 1 оно определено в 6,5 МПа.

Газовый фактор пластовой нефти 47,5 м³ /м³ , причем газ содержит 6% азота. Количество растворенного в нефти азота равно А = 47,5×0,06 = 2,85 м³ /м³ . При величине коэффициента растворимости азота в нефти α_л =1,2 (м³ /м³ ) МПа и среднем значении коэффициента растворимости газа Ромашкинского месторождения в нефти α_г =6,0 (м³ /м³ )/МПа поправка к величине давления насыщения будет выражаться величиной

Следовательно, с учетом поправки давление насыщения равно 6,5+1,9 = 8,4 МПа, т.е. совпадает с получением при анализе проб пластовой нефти. Таким образом, при наличии в растворенном газе азота следует вводить поправку по приведенной методике.

Сжимаемость нефти – при увеличении давления нефть сжимается. Для большинства пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости β_Н колеблются в пределах (0,6–0,8)∙10^-3 1/МПа; среднее значение коэффициента сжимаемости нефти составляет приблизительно 1∙10^-3 1/МПа.

Величину β_н можно определять пересчетом величин объемных коэффициентов, определенных в лаборатории, по формуле

где Δр– перепад между начальным р₁ и конечным р₂ (принятыми для расчета) давлениями, Δр = р₁ –р₂ ; b ₁ и b₂ – объемные коэффициенты соответственно для начального и конечного давлений.

Для газированной нефти коэффициент сжимаемости значительно возрастает, достигая иногда 140∙10^-4 1/МПа.

Точное значение β_Н можно получить путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Объемный коэффициент пластовой нефти – как уже указывалось, пластовая нефть отличается содержанием в ней значительного количества растворенного газа. Наличие растворенного газа резко влияет на ее свойства: увеличивается ее объем (иногда на 50–60%), снижается плотность, значительно уменьшается вязкость, изменяется также поверхностное натяжение на различных границах раздела.

Объемным коэффициентом пластовой нефти bназывают отношение объема пластовой нефти V_пл к объему получаемой из нее сепарированной нефти V_{c т} при стандартных условиях:

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ сепарированной нефти, взятой при стандартных условиях.

Величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, представляет собой так называемый пересчетный коэффициент θ:

Пересчетный коэффициент θ служит для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях). При извлечении нефти на поверхность и выделении из нее газа происходит уменьшение объема – усадка нефти.

Коэффициент усадки (ε) равен

Между указанными выше коэффициентами b, θ и ε существуют следующие зависимости:

Рис. 2. Определение величины коэффициента усадки нефти (ε) при ее дегазации

Определение коэффициента усадки и пересчетного коэффициента имеет большое значение, особенно при подсчете запасов нефти, так как коэффициент усадки нередко достигает 40% и неучет его может привести к значительным погрешностям.

Объемный коэффициент пластовой нефти лучше всего определять путем анализа ее проб. Приближенно этот коэффициент может быть установлен следующим образом. Сначала по графику определяют усадку нефти в процентах (рис. 2), а затем вычисляют bи θ.

На рис. 3 показана зависимость величины объемного коэффициента от давления насыщения для некоторых месторождений. На рис. 4 приведены значения растворимости газа в нефти и объемного коэффициента пластовой нефти в функции давления.

Рис. 3. Зависимость объемного коэффициента пластовой нефти от давления насыщения.

1 – Туймазы (девон); 2 – Соколова Гора (девон); 3 – Каратон (неоком)

Рис. 4. Параметры b и N в функции давления

Объемный коэффициент пластовой нефти может быть определен расчетным путем по фракционному составу газа или по данным плотности газа.

Однако для полной и более точной характеристики пластовой нефти следует производить отбор и исследование глубинных пластовых проб нефти.

Проектируя отбор проб с целью охарактеризовать средние свойства пластовой нефти, необходимо учитывать, что при значительном изменении давления и температуры в пласте свойства нефти повышенных участков нефтяной залежи будут отличаться от свойств нефти пониженных участков. Разница свойств нефти еще заметнее, если залежь расчленена на отдельные блоки. Поэтому пробы нефти отбирают по всем указанным характерным участкам залежи.

Кроме того, следует избегать отбора глубинных проб из скважин, дающих нефть с водой, а также из скважин, эксплуатировавшихся перед отбором пробы при низком забойном давлении, которое могло быть ниже давления насыщения. Если давление в скважине ниже давления насыщения, то отобрать полноценную пробу, правильно характеризующую пластовые условия, чрезвычайно трудно.

Перед отбором глубинной пробы скважину исследуют при различных режимах работы и замеряют пластовое давление. Пробу отбирают при минимальном дебите, т.е. при более высоком забойном давлении.

Перед спуском пробоотборника фонтанные трубы очищают от парафина и шаблонируют.

Пробоотборник спускают в фонтанирующую скважину через специальный сальник, причем первые 50–100 м скорость спуска пробоотборника не должна превышать 0,5 м/с. Пробоотборник спускают до глубины, соответствующей средним отверстиям фильтра, и оставляют там на 15–20 мин, чтобы выходящая из пласта нефть промыла внутреннюю полость пробоотборника, после чего клапаны закрывают и пробоотборник поднимают.

4. Нефтенасыщенность пласта

Многочисленные анализы образцов нефтяных коллекторов, произведенные различными исследователями, подтвердили давно существующее среди геологов мнение о том, что поры коллекторов в нефтяной части пласта не полностью бывают заполнены нефтью. В них наряду с нефтью встречается также и вода. Кроме того, отдельные части (повышенные) коллекторов нередко бывают заполнены и газом.

Поэтому, чтобы иметь правильное представление о залежи недр приходится определять водонасыщенность и нефтенасыщенность коллекторов.

Водонасыщенность коллекторов обычно выражается в процентах и характеризуется коэффициентом водонасыщенности. Коэффициентом водонасыщенности породы называется отношение объема содержащейся в ней воды к суммарному объему пор. Нефтенасыщенность породы характеризуется коэффициентом нефтенасыщенности, выражающим отношение объема содержащейся в породе нефти к суммарному объему пор.

Нефтенасыщенность породы может быть определена путем экстрагирования образцов при помощи аппарата Сокслета или аппарата Закса. В последнем случае одновременно определяется и водонасыщенность коллекторов.

Сущность этого метода заключается в отгонке воды из породы одновременно с экстрагированием нефти. Растворителем ее служит толуол.

Если предположить, что в образце породы объем остаточной воды составляет примерно 15% от объема пор, то коэффициент насыщения данной породы нефтью будет составлять 85%. Интересно отметить, что И.М. Губкин и Д.В. Голубятников, не имея лабораторных анализов, считали, что коэффициент насыщения коллекторов нефтью колеблется в пределах 60–80%.

Как уже неоднократно ранее указывалось, прекращение эксплуатации нефтяного месторождения или пласта происходит в то время, когда в пласте остается еще много нефти, которую невозможно извлечь первичными способами. Поэтому исключительно важное значение имеет знание конечного коэффициента насыщения коллекторов нефтью, являющегося одним из основных параметров определения ее запасов.

Оценку производственных возможностей нефтяных пластов производят на основе определения коэффициента нефтеотдачи пласта, являющегося отношением количества могущей быть добытой нефти ко всему количеству ее, содержащемуся в пласте. В лабораторных условиях нефтеотдача керна определяется путем пропуска через него газа или воды. При этом нефтеотдача получается несколько пониженной, так как вследствие малой длины образцов породы и других причин при этих опытах невозможно воспроизвести условий, существующих при эксплуатации нефтяных пластов скважинами. Это следует учитывать при пользовании лабораторными данными для подсчета запасов нефти на разрабатываемых месторождениях.

Заключение

В нефтегазовом пласте существует гетерогенная система: газ, нефть, вода.

Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий. К ним относятся высокие давления, повышенные температуры, молекулярно-поверхностные явления, наличие растворенного газа в нефти и др.

Пластовая нефть представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов, которые могут находиться либо в однофазном состоянии (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газированная нефть и свободный газ).

Свойства пластовых нефтей можно определять также путем применения так называемого расчетного метода.

Поры коллекторов в нефтяной части пласта не полностью бывают заполнены нефтью. В них наряду с нефтью встречается также и вода. Кроме того, отдельные части (повышенные) коллекторов нередко бывают заполнены и газом.

залегание нефть проба движение

Список использованной литературы

1. Искендеров А.М. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений. Б., Азнефтьиздат, 1955 г.

2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1970.

3. Жданов М.А., Гординский Е.К., Ованесов М.Г. Основы промысловой геологии газа и нефти. М., Недра, 1975.

4. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

5. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений/А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен и др. М., Недра, 1975.