Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

Размерность К^ - 1/см. За единицу К^ принимается

коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при

прохождении света через слой толщиной в 1 см интенсивность

светового потока падает в / » 2,718 раз. Обычно коэффициент

светопоглощения нефтей 150-900 ед. Коэффициент

светопоглощения и оптическая плотность нефтей измеряются

фотоколориметрами. Колориметрические свойства нефти

используют как индикаторный показатель при контроле путей и

направлений фильтрации нефти.

Газосодержание пластовой нефти (пластовый газовый фактор) о- -

количество газа V^ , растворенного в единице объема

пластовой нефти F„ ц, измеренное в стандартных условиях и

сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном

давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающееся в

процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже

давления насыщения:

Газосодержание выражают в м3/м

и определяют при дегазировании

проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300-500 м3/м

более. Для большинства залежей нефти газосодержание равно 30-

100 м3/м

Давление насыщения (начало парообразования) пластовой

нефти - давление, при котором начинается выделение из нее первых

пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется

насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном

давлению насыщения, недонасыщенной - если пластовое давление

выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит

от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой

температуры.

Давление насыщения определяют по результатам

исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам

(рис.25).

В величины давления насыщения, найденные по графикам,

необходимо вводить поправку а, учитывающую наличие азота в

14-

а =Уг./

Уг

п.н •

(5.9)

Рис.25. Зависимость

давления рддд нефти

от количества раство-

ренного газа V. Шифр

кривых - 80 плотность

нефти /Эц = г/см

газе, незначительное количество которого заметно увеличивает

давление насыщения:

.3/..3.

где А - количество растворенного в нефти азота, м^/м^; ац -

растворимость азота в нефти, мЭ/м

;

о;г- средняя растворимость газа в нефти, м^м

Следовательно:

где /?нас - давление насыщения, найденное по графику.

Промысловым газовым фактором называется объемное

количество газа, м

, получаемое при сепарации нефти, приходящееся

на 1 м

(т) дегазированной нефти. Различают газовые факторы:

начальный, определяемый за первый месяц работы скважины,

текущий - за любой отрезок времени и средний за период с начала

разработки до любой произвольной даты.

-115-

Рте ~ РН&С

' (5.1

Коэффициент сжимаемости нефти Д, - показатель

изменения единицы объема пластовой нефти при изменении

давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

где Fo - первоначальный объем нефти; AF - изменение

объема нефти при изменении давления на Ар; или по формуле:

b -Ъ

где t\ и из - объемные коэффициенты пластовой нефти для

начального и текущего давлений. Размерность /Зц - Па"1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением

содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа,

повышением температуры, снижением давления и имеет значения (б-

^НОу-Ю-бМПа-

. Для большинства пластовых нефтей его величина

(6-18)-10 -

МПа-

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким

коэффициентом сжимаемости /^ =(4^-7)-10 -^МПа -

Объемный коэффициент пластовой нефти b - отношение объема

пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при

стандартных условиях нефти. Он показывает,

какой объем имел бы 1 м

дегазированной нефти в пластовых

условиях:

(5.13)

W ^н.пл • объем нефти в пластовых условиях; Гц д - объем

того же количества нефти после дегазации при стандартных условиях;

р^ пд - плотность нефти в пластовых условиях; р^ -плотность нефти в

стандартных условиях.

-116-

1 AF

Ai=

(5.11)

Ар 6,

(5.12)

При сепарации газа происходит уменьшение объема пластовой

нефти, которое оценивается коэффициентом усадки е:

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы

и иногда могут достигать 2-3. Коэффициент усадки до 60 %. Наиболее

характерные величины объемного коэффициента 1,2-1,8.

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется

пересчетным коэффициентом (9, который служит для приведения

объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности:

Между указанными коэффициентами существует зависимость

Q = мъ = 1 - s; е = 1 - в = (b - 1)/й. (5.16)

Объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти находят по

экспериментальным графикам. Величину b можно приближенно

вычислить по данным фракционного состава газа, плотностей нефти и

газа и количества растворенного газа. Расчет сводится к определению

объема газа, который он занимает в жидкой фазе. Затем в сумму

объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и

температурное расширение.

5.4. Свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод прямо связана с их минерализацией.

Плотность дистиллированной воды при 4°С принята за единицу.

Плотность пластовых вод на поверхности всегда больше единицы и

достигает 1,3 г/см

и более. Воды в пластовых условиях в

большинстве случаев менее плотные, чем на поверхности, что

обусловливается влиянием пластовой температуры.

В нефтепромысловой практике плотность воды определяют по

величине солености в градусах Боме (°Ве'). Градус Боме

соответствует 1 % массового содержания NaCI в растворе.

-117-

е =

—

V„

b-\

''"b'

(5.1

в = Mb

^н.д /

^н.пл

'•Ри.пл^ Рн- (5.1

Замеренную величину солености по ареометру пересчитывают на

плотность по формуле rf=145/(145-/i), где d - плотность при

температуре 15,5°С, г/см

; п - соленость, °Ве".

Плотность пластовой воды /^д =р/Ь, где р - плотность воды в

стандартных условиях; Ъ - объемный коэффициент пластовой воды.

Вязкость пластовых вод уменьшается с ростом температуры и

возрастает с увеличением их минерализации. Вязкость воды в

пластовых условиях обычно значительно меньше вязкости нефти,

поэтому вода в этих условиях имеет большую подвижность, чем

нефть. Для нефтяных и газовых месторождений характерно

присутствие пластовых вод вязкостью 0,2-1,5 МПа-с. При

атмосферных условиях и 20°С вязкость этих вод составляет в

среднем 1,005 мПа-с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство жидкости

противодействовать нормальным силам, приложенным к ее

поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной

степени зависит от химического состава. Наименьшее поверхностное

натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат

поверхностно-активные вещества -органические кислоты и основания.

В общем случае по мере увеличения времени контакта вод (щелочных

и жестких) с нефтью их поверхностное натяжение резко падает (в 3-7

раз). Межфазовое натяжение вод на границе с нефтью возрастает от

щелочных вод (4,410

Н/см) к жестким пластовым (22,6 10

Н/см), к

морской и дистиллированной (3410

Н/см).

Существенное значение для разработки нефтяных и газовых место-

рожцений имеет растворяющая способность подземных вод по

отношению к нефти, газу и компонентам их состава.

Растворимость жидких УВ в воде возрастает с повышением

температуры и несколько снижается с ростом давления. Наибольшая

растворимость в воде у бензола. Растворимость в воде УВ одного

класса уменьшается с ростом их молекулярной массы, а также падает

в присутствии других УВ. Насыщение воды газом приводит обычно к

снижению растворимости в ней жидких УВ. На растворимость жидких

УВ в воде влияет и ее минерализация. Электролиты снижают

взаимную растворимость. Взаимная растворимость нефтей и воды

мало изучена. При температуре до 100°С нефть и вода слабо взаимно

растворяются.

В интервале 150-200°С растворимость нефти в воде заметно

увеличивается, а при температуре выше 200°С резко возрастает.

Явление неограниченной растворимости в системах нефть -

-118-

вода наблюдается в интервале температур 320-330°С при давлении

порядка 160 МПа.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости

в нефти и зависит от минерализации воды и температуры. При

прочих равных условиях лучшей растворимостью в воде обладают

сероводород и углекислый газ, худшей - азот. С увеличением

минерализации растворимость газов ухудшается.

В большинстве случаев газосодержание пластовых вод равно 0,2-

0,5 мЭ/м

и не превышает 1,5-2,0 мЭ/м

. Величина газосодержания

пластовой воды определяется путем анализа глубинных проб.

Коэффициент теплового расширения воды характеризует

изменение единицы объема воды при увеличении ее температуры на

1 °С. Он в основном зависит от температуры и минерализации. С

увеличением температуры коэффициент теплового расширения

изменяется неравномерно. Объем воды при увеличении температуры

от 0 до 4°С уменьшается. В интервалах изменения температур 4-10;

10-20; 20-30 и 65-70°С средний коэффициент теплового расширения

соответственно составляет 6,5-Ю'

; 15-Ю'

; 25,8 •10'

и 58 •10'

Изменение объема пластовой воды под действием температуры,

давления и газонасыщенности принято характеризовать пластовым

объемным коэффициентом воды Ъ, который показывает отношение

объема воды в пластовых условиях ЕПЛ

ее

объему в нормальных

условиях (0,1 МПа, 20°С) Рдов

~ 'пл' •пов

—

Рпов' Рпл '

где /?пов • Рпл ~ плотность воды в нормальных и пластовых условиях.

Объемный коэффициент пластовых вод нефтяных и газовых

месторождений изменяется от 0,98 до 1,20. Наибольшее влияние на

его величину оказывают пластовая температура и минерализация.

Коэффициент сжимаемости пластовой воды показывает изменение

единицы объема воды в пластовых условиях при изменении давления

на 0,1 МПа. Для пластовых вод нефтяных и газовых месторождений

он находится в пределах (3-5)-10

МПа'

, зависит главным образом от

газонасыщенности и температуры и выражается следующим образом:

/^=y^(1+0,05g), где /^ -

коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ;

Рц - коэффициент сжимаемости дегазированной пластовой воды;

g - газосодержание пластовой воды.

-119-

Электропроводность пластовой воды характеризует ее способность

проводить электрический ток. Она увеличивается с повышением

концентрации растворенных в воде солей и температуры.

Мерой электропроводности служит удельное электрическое

сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом-м.

Удельное электрическое сопротивление вод нефтяных и газовых

месторождений в большинстве случаев находится в пределах от 0,05

Ом-м (крепкие рассолы) до 1 Ом-м (слабосоленые воды). Его

измеряют на поверхностных пробах воды при температуре, равной

пластовой, или рассчитывают по минерализации воды:

/^•Ю-ЕЦа/а/э.а-^к/э.к)].

где а и А- - количество г-экв. анионов и катионов в растворе; ^ и /к -

электрическая подвижность анионов и катионов; /за и /д к -

коэффициенты электропроводности при заданной концентрации

электролита.

Расчеты проводят с помощью специальных таблиц и графиков. Но

большое содержание в растворе гидрокарбонат-ионов (более 10 %)

вносит существенные погрешности. Знание удельного

сопротивления пластовых вод необходимо для количественной

интерпретации материалов электрометрии скважин.

Радиоактивность пластовых вод обусловлена содержанием в них

радия, урана и радона. В водах нефтяных и газовых месторождений

их концентрации невелики. Так, содержание радия достигает 10'

г/л,

урана 10'

г/л. Радий накапливается главным образом в хлоридных

рассолах в условиях восстановительной обстановки. В сульфатных

водах окислительной обстановки он образует труднорастворимые

соли, выпадающие в осадок.

5.5. Изучение водонефтяного, газоводяного и газонефтяного

контактов.

5.5.1. Методы определения контактов

Методы определения водонефтяного контакта.

Методы определения ВНК постоянно модернизируются и

развиваются. Однако до сих пор нет универсального метода, дающего

надежные результаты по определению ВНК в различных геолого-

физических и технологических условиях разработки.

-120-

В связи с этим при оценке текущего ВНК необходимо совместно

использовать данные геофизических методов, промысловых и

некоторых специальных видов исследования скважин, проводимых в

комплексе с ними.

Многочисленные методы определения ВНК, применяемые в

настоящее время, можно условно объединить в несколько групп:

гидродинамические, оптические, геологопромысловые,

геофизические и методы, основанные на закачке в пласт-коллектор

радиоактивных изотопов или жидкостей различного химического

состава.

Гидродинамический метод оценки текущей

нефтенасыщенности и водонефтяного контакта предложен

В.А.Сусловым. Он основан на сравнении гидропроводности пласта в

одной и той же скважине, определенной до и после момента ее

обводнения по данным метода восстановления давления. Данная

методика находится в стадии теоретического и

экспериментального обоснования. Проведенные промысловые

исследования по скважинам пластов Аз Кулешовского, Ai Бавлинского

и Ci Арланского месторождений показали принципиальную

возможность ее применения. Следует отметить, что наилучшие

результаты получаются лишь при больших отношениях вязкостей

нефти и воды.

Оптические методы контроля за перемещением нефти основаны на

свойстве пластовых нефтей значительно изменять коэффициент

светопоглощения К^ в зависимости от

расстояния до контакта нефть-вода. Параметр К^ может

изменяться в 2,5-5 раз в пределах залежи, причем изменение

наблюдается как на площади, так и по мощности продуктивного

пласта.

Опыт применения фотоколориметрического метода на

месторождениях Татарстана и Башкортостана показал, что величина

К^ изменяется по мощности пласта, уменьшаясь с удалением от

поверхности ВНК. Непосредственно на контакте нефти с водой К^

нефти резко возрастает и может достигать

нескольких тысяч единиц против сотен в нефтяной части пласта. Это

свойство нефтей, наряду с решением ряда промысловых задач,

может быть использовано для определения перемещения ВНК.

Однако точно оценить местоположение ВНК при существующей

технологии проведения фотоколориметрии не представляется

возможным.

Геологопромысловые методы оценки положения ВНК основаны на

данных об обводненности продукции скважин, проницаемости пласта,

вязкости нефти и эффективной мощности пласта.

-121-

Определение ВНК базируется на известных решениях

М.М.Глоговского о совместном притоке нефти и воды в скважину:

•"Д

бв. бд - дебиты воды и нефти (м

) в пластовых условия;

К^, К^ - проницаемость пласта в нефтяной и водяной зонах;

//в, //н - абсолютная вязкость воды и нефти; Ну, Н^ - мощность

нефтяной и водяной зон пласта.

Погрешность в определении ВНК по данным обводненности

продукции в скважине связана с неучетом влияния переходной зоны,

анизотропии пласта по проницаемости, а также с погрешностями

определения фазовой проницаемости при различной насыщенности

коллекторов.

Использование радиоактивных изотопов или жидкостей,

отличных по химическому составу, для определения ВНК основано на

различных величинах фазовой проницаемости пласта-коллектора в

нефтяной и водяной его частях. Общим для всех модификаций этого

метода является то, что в пласт закачивается жидкость

определенного состава. Жидкость может обладать высокой (низкой)

фазовой проницаемостью для нефтеносной части пласта и низкой

(высокой) фазовой проницаемостью для обводненной части пласта.

Радиоактивную смесь приготовляют с помощью специальных

приборов - инжекторов и задавливают в пласт. При последующей

эксплуатации скважин жидкость с радиоактивными изотопами быстро

вымывается из той части пласта, в которой он обладает высокой

фазовой проницаемостью. Сопоставление контрольного и повторного

замеров гамма-активности против продуктивного пласта позволяет

выявить нефтяную и обводняющуюся части пласта.

Кроме радиоактивных индикаторов в настоящее время применяют

также закачку в пласт жидкости, отличной от жидкости, насыщающей

пласт, и определяют нефтяные и обводненные интервалы пласта

по скорости расформирования зоны проникновения. Контроль

за скоростью расформирования зоны проникновения

осуществляется методами радиометрии.

Рассмотренные выше методы определения ВНК находятся в стадии

развития, а исследования ими чаще всего носят эпизодический

характер. В настоящее время наиболее распространены

промыслово-геофизические методы оценки ВНК.

-122-

QH ^1 ^в

(5.17)