Каталог

Помощь

Корзина

Изменение свойств нефти в пределах залежи. Лекция 9

Оригинальный документ?

ЛЕКЦИЯ 9

 

Изменение свойств нефти в пределах залежи

Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не постоянны.  При этом иногда наблюдаются общие закономерности их изменения, характерные для многих месторождений.

1. В залежах, окруженных краевой водой, плотность нефти и содержание в ней смол  возрастают с глубиной залегания.

2. Вязкость нефти в пласте увеличивается от купола складки к крыльям.

3. Давление насыщения газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту.

4. Объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

5. В приконтурных частях залежи содержится меньше азота и легких углеводородов.

Особенно резко изменяются свойства нефтей в залежах с круто падающими пластами.

В зависимости от структурных особенностей и строения залежи,  характер изменения свойств нефтей может быть более сложным. Причинами изменения свойств нефтей в пределах залежи являются химические, бактериологические, физико-химические процессы непрерывно происходящие в пласте.  Увеличение плотности нефти от свода к крыльям объясняется, вероятно, окислительными процессами, происходящими более интенсивно именно в приконтурной зоне. Для месторождений Пермского Прикамья и Удмуртии характерно увеличение вязкости нефти с ростом проницаемости пород. Необходимо с самого начала разработки месторождения исследовать пробы нефти, отобранные из различных частей залежи.

В связи с изменчивостью свойств нефти в пределах залежи необходим статистический подход к  определению ее средних параметров. По оценке И.М. Амерханова (ТатНИПИнефть) для месторождений Татарии следует изучать свойства нефтей по пробам, отобранным не менее, чем в 20 скважинах, равномерно расположенных по площади. С увеличением диапазона изменения физических свойств и состава нефтей в пределах залежи минимальный объем исследований, безусловно, возрастает.  Одной из мер  достаточности выборки служит статистический параметр, называемый энтропией.  Величину энтропии, а точнее, ее оценку можно рассчитать по данным некой выборки как

В связи с изменчивостью свойств нефти в пределах залежи необходим статистический подход к определению ее средних ,

где k - число интервалов ряда наблюдений параметра

 pi- вероятность попадания результата наблюдений в i -й интервал.

Построив зависимость Формула 2  от количества наблюдений n, можно установить оптимальный объем исследований.  Существует масса других критериев оценки достаточности объема выборки.

 

Исследование свойств нефтей

Глубинные пробы пластовой нефти извлекают с забоев скважин с помощью специальных проботборников.  На забое пробоотборник выдерживают открытым в течение 10-20 мин, чтобы нефть в нем полностью соответствовала пластовой. Методика отбора пробы зависит от условий эксплуатации залежи. Если пластовое давление намного превышает давление насыщения, отбор качественной пробы не вызывает затруднений. 

При забойных давлениях ниже давления насыщения, когда газ выделяется из нефти в призабойной зоне, перед отбором пробы изменяют режим работы скважины так, чтобы забойное давление было выше давления насыщения и максимально приближалось к начальному. Нефть из пробоотборника переводят в специальные контейнеры для транспортировки в лабораторию.  Если давление в нефтяном пласте ниже начального, пробы пластовой нефти, соответствующие начальным условиям в залежи, приготовляют искусственно, смешивая нефть и газ в необходимых пропорциях.

 

Установка АСМ-300М для исследования пластовых нефтей

Комплекс приборов АСМ-300М применяют для проведения опытов по разгазированию нефтей, по определению зависимостей “давление - объем” газонефтяных смесей при различных температурах, определению вязкости пластовой нефти  и исследованию температуры начала кристаллизации парафина. По данным этих опытов рассчитывается давление насыщения и коэффициент сжимаемости, определяется газосодержание, плотность, объемный коэффициент, усадка и коэффициент растворимости газа в нефти.

Установка состоит из:

1. измерительного пресса

2. вискозиметра

3. вакуумного насоса с вакуумметром

4. пробоотборника, закрепленного в специальной качалке

5. термостата

6. жидкостного насоса

7. рессиверных емкостей и манометров для измерения давления

Вязкость нефти в пластовых условиях определяют с помощью вискозиметра высокого давления по времени качения шарика внутри полированной трубки, заполненной исследуемой нефтью. В верхнем положении шарик удерживается электромагнитом. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки, соединенные с электрическим секундомером. При включении секундомера электромагнит отключается и шарик начинает падать в исследуемой среде. Дойдя до нижней части трубки он попадает в поле индуктивных катушек и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывает реле, разрывающее электрическую сеть секундомера. Вязкость рассчитывают по формуле

Вязкость нефти в пластовых условиях определяют с помощью вискозиметра высокого давления по времени качения шарика внутри,

где Формула 4 - абсолютная вязкость

Формула 5 -  время качения шарика

Формула 6 - плотность шарика и жидкости

Формула 7 - постоянная вискозиметра, определяемая калибровкой прибора.

Для калибровки используются жидкости с известной вязкостью. Прибор пригоден для измерения вязкости пластовых жидкостей от 0,5 мПа· с при давлении до 50 МПа и температуре до 80 оС.

Давление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт проводится путем расширения пробы нефти, находящейся в полости пресса. Давление снижается ступенчато до выделения некоторого количества газа. С момента начала выделения газа темп падения давления замедляется. Давление насыщения определяют по графику зависимости приращения объема системы от давления. Началу выделения газа из нефти соответствует точка перелома кривой. По зависимости между объемом нефти и давлением в области выше давления насыщения подсчитывается коэффициент сжимаемости нефти

Давление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти. При этом из пресса выпускают некоторое количество пластовой нефти в предварительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа измеряют бюреткой, предварительно заполненной минерализованной водой. Объем дегазированной нефти определяют по массе и плотности нефти, находящейся в сепараторе. Объем в пластовых условиях находят по измерительной шкале пресса. По результатам опыта рассчитывают:

объемный коэффициент Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пластовой нефти определяют по данным, полученным при однократном разгазировании пластовой нефти.;

газосодержание Формула 10,

где Формула 11 - объем выделившегося газа, приведенный к стандартным условиям;

плотность пластовой нефти Формула 12,

где Формула 13 - масса пластовой нефти, равная сумме масс сепарированной нефти и выделившегося газа.

Физические свойства нефтей находятся в тесной связи с их электрическими, акустическими и другими параметрами. Принцип действия современных приборов для оценки свойств нефтей основан на измерении упомянутых характеристик.

 

Фотоколориметрия нефти

Один из методов исследования изменчивости нефти в пределах залежи является фотоколориметрия, основанная на определении степени поглощения света исследуемым раствором. Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней асфальто-смолистых соединений. Вместе с изменением количества этих веществ в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Интенсивность светового потока связана с толщиной слоя жидкости, через который он проходит, следующим уравнением:

             Один из методов исследования изменчивости нефти в пределах залежи является фотоколориметрия, основанная на определении степени поглощения,                                                   (1)

где Формула 15 - интенсивность светового потока после прохождения через раствор;

Формула 16 - интенсивность падающего света;

Формула 17 - толщина слоя;

Формула 18 - коэффициент поглощения.

Из (1) следует, что отношение интенсивности светового потока, прошедшего через слой раствора, к интенсивности падающего светового потока не зависит от абсолютной интенсивности падающего светового потока.

По закону Бера коэффициент Формула 19 пропорционален концентрации поглощающего вещества

                По закону Бера коэффициент пропорционален концентрации поглощающего вещества ,,                                           (2)

где Формула 21 - концентрация вещества;

Формула 22 - коэффициент светопоглощения.

С учетом (1) и (2) уравнение основного закона колориметрии - закона Бугера - Ламберта - Бера запишется в виде

         С учетом (1) и (2) уравнение основного закона колориметрии - закона Бугера - Ламберта - Бера                                             (3)

Отношение интенсивности прошедшего светового потока к интенсивности падающего светового потока называется коэффициентом прозрачности или светопропускания

                                    Отношение интенсивности прошедшего светового потока к интенсивности падающего светового потока называется коэффициентом прозрачности или светопропускания                                        (4)

Величина Формула 25, отнесенная к толщине слоя в 1 см, называется коэффициентом светопропускания.

Логарифм величины, обратной светопропусканию, называется оптической плотностью

                        Логарифм величины, обратной светопропусканию, называется оптической плотностью (5)                                          (5)

                               (5) (6)                                                    (6)

Из (3) и (6) получим

                         Из (3) и (6) получим (7)                                                 (7)

т.е. размерность коэффициента светопоглощения

т.е. размерность коэффициента светопоглощения

Коэффициент светопоглощения является параметром, не зависящим от концентрации и толщины слоя раствора. Он представляет собой постоянную величину, которая зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества и температуры раствора.  Коэффициент светопоглощения нефтей быстро уменьшается с увеличением длины волны света.  В опытах измеряется  оптическая плотность чистого растворителя и исследуемого раствора нефти в бензоле, толуоле или четыреххлористом углероде.  Поскольку коэффициент светопоглощения зависит от  содержания асфальтенов и смолистых веществ, от которых зависят и физические свойства нефтей, этот параметр может быть использован для оценки степени неоднородности свойств нефти в пределах залежи.

 

Состояние и свойства остаточной воды

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде влияет на процессы движения нефти и вытеснения ее из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточной воды находится молекулярная природа поверхности каналов фильтрации. 

Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах,  в которых смачиваемость поверхности имеет существенное значение. В том числе и при изучении нефтеотдачи пласта.

При анализе керна определяют общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Однако метод импульсного ядерно-магнитного резонанса позволяют осуществлять количественную оценку объема воды различного вида.

На заре развития науки о коллекторах предполагалось, что остаточная вода покрывает всю поверхность каналов фильтрации тонкой пленкой. Теперь установлено, что сплошная пленка воды между нефтью и породой отсутствует, и большая часть воды находится в капиллярно удержанном состоянии. Более или менее устойчивые пленки воды на поверхности каналов фильтрации могут образоваться только при очень низком поверхностном натяжении между нефтью и слабо минерализованной водой.


Типичные зависимости остаточной водонасыщенности от проницаемости терригенных и карбонатных пород месторождений Удмуртии

Рисунок - Типичные зависимости остаточной водонасыщенности от проницаемости терригенных и карбонатных пород месторождений Удмуртии 


Общее количество остаточной воды в пористой среде зависит от свойств, строения  и минералогического состава пород. 

На рисунке показаны типичные зависимости остаточной водонасыщенности от проницаемости терригенных и карбонатных пород месторождений Удмуртии.  При высокой проницаемости количество остаточной воды в терригенных коллекторах заметно ниже, чем в карбонатных. Максимальное количество остаточной воды, близкое к 100% , в терригенных породах остается при проницаемости, как правило, 0,001 мкм2 и более, тогда как в карбонатах это происходит при проницаемости на порядок ниже. Такая особенность распределения остаточной воды связана со строением порового пространства и размерами каналов фильтрации, которые в карбонатных породах больше, чем в терригенных.


Минерализация пластовой воды

Минерализация пластовых вод достигает 640 г/л. Для месторождений Удмуртии характерна минерализация пластовых вод около 210 - 240 г/л. Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH4. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся  углеводородные газы, а иногда и значительное количество сероводорода. Состав пластовых вод определяется минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом, термобарическими условиями залегания. Состав связанной и свободной воды может сильно отличаться. Связанная вода может быть более минерализованной.

 

Физические свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей.  Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1,45 г/см3. Для месторождений Удмуртии характерны воды плотностью около 1,14 г/см3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения,,

где Формула 32 - объем воды в нормальных условиях

По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется от 18 ·10-5 до 90 ·10-5 1/град, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Сжимаемость пластовой воды определяется коэффициентом сжимаемости

Сжимаемость пластовой воды определяется коэффициентом сжимаемости

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах от 3,7 ·10-10 до    5,0·10-10 м2/Н, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приблизительно рассчитано как

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах от 3,7 ·10-10 до 5,0·10-10 м2Н, а

где S - количество газа, растворенного в воде, м33.

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных условиях

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узком диапазоне (0,99-1,06).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей.  Влияние давления на вязкость воды несущественно. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. Так как газы растворяются в воде в небольшом количестве, вязкость ее при насыщении газом незначительно уменьшается.

 

Растворимость газов в пластовой воде

Содержание растворенного газа в воде можно выразить в виде мольных долей

Содержание растворенного газа в воде можно выразить в виде мольных долей

 или же в виде объема газового компонента, растворенного в единице массы, или объема воды

или же в виде объема газового компонента, растворенного в единице массы, или объема воды ; ,   ;       или же в виде объема газового компонента, растворенного в единице массы, или объема воды ; ,,

где Формула 39 и Формула 40- соответственно число молей i-го компонента в водном растворе и число молей воды;

Формула 41 - объемы газового компонента, приведенного к нормальным условиям (0 оС и 760 мм. рт. ст.)

Формула 42  - масса воды (г), в которой растворен компонент.

Величины Формула 43 и Формула 44  связаны соотношением

Величины и связаны соотношением,,

где    22416 - объем моля идеального газа при нормальных условиях

18,016 - молекулярная масса воды.

Для выражения растворимости газа в воде используется константа равновесия

Для выражения растворимости газа в воде используется константа равновесия,,

где Формула 47 и Формула 48 - мольные  доли компонента в газовой и жидкой фазах.

Константы равновесия компонентов природного газа не зависят от состава и являются функцией только температуры и давления.

Растворимость углеводородных газов в воде по сравнению с их растворимостью в органических жидкостях весьма мала. С увеличением температуры растворимость газов вначале уменьшается, а затем возрастает. Причем, температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекул газа и уменьшается с ростом давления.

Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченова

Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченова или     или  Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченова или

где Формула 51 - коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость i-го газового компонента;

Формула 52 - концентрация растворенной соли в г-экв/л;

Формула 53 - мольная доля газовой компоненты в воде, содержащей растворенные соли.

Согласно уравнению Сеченова

Согласно уравнению Сеченова

Здесь Формула 55 - константа равновесия в минерализованной воде.

Считается, что величина давления незначительно влияет на коэффициент Сеченова и поэтому для расчетов можно использовать его величину, определенную для стандартных условий. Степень минерализации начинает заметно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей, превышающей 0,5 моль/л.