Физика пласта_Курс лекций. Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа
 Скачать 2.6 Mb.
|
|
2.4. Газовый фактор пластовой нефти От количества растворенного газа в нефти в пластовых условиях зависят многие ее пластовые свойства: плотность, вязкость, молекулярный вес, сжимаемость, текучесть, фильтрация и другие. Свойства нефти = f (Vг/н), Vг/н = f (Тпл, Рпл, Рнас). Количество растворённого газа (Vг/н) в пластовой нефти зависит от пластовых температур (Тпл) и давлений (Рпл), давления насыщения газонефтяной залежи и характеризуется следующими параметрами: газовым фактором пластовой нефти (Гст (Р,Т20)) и удельным газовым фактором пластовой нефти (Г′(Р,Т0)). Эти величины определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти в лабораторных условиях, в результате которых строят "кривую разгазирования пластовой нефти". Газовый фактор пластовой нефти – Гст(Р,Т20), м3/м3: Гст (Р,Т20) = Vг (Р,Т20)/Vнефти при ОСР, где Vг – объём выделившегося равновесного нефтяного газа из пластовой нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования при 20 оС при снижении давления от давления насыщения пластовой нефти газом до давления (Р); Vн – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования. Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15 К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К). Однократное стандартное разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно. Удельный газовый фактор пластовой нефти – Г′(Р,Т), м3/т – представляет собой отношение объёма нефтяного газа ОСР к массе (m) образовавшейся дегазированной нефти: Г′ (Р,Т0) = Vг(Р,Т0)/m нефти при ОСР. Удельный газовый фактор пластовой нефти могут определять при любых термобарических условиях [Г′(Рi,Т) – при давлении её разгазирования (Рi) и температуре Т]. Объём нефтяного газа приводят либо к нормальным [Vг(Р0,1,Т0)], либо к стандартным [Vг(Р0,1,Т20)] условиям. По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м3/м3. То есть в 1 м3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м3 газа. Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3. Под газосодержанием (Го) понимается объём газа, растворенного в нефти при пластовых условиях. Газосодержание характеризует объёмную долю газа в пластовой нефти и является величиной безразмерной: Го = Vг/Vн пл = Vг/Vг+Vн. Этот показатель, часто в технологическом смысле и называют газовым фактором - количество (объём) газа, выделившегося из 1 м3 пластовой нефти при разгазировании. В газонефтяных залежах может в 1 м3 нефти содержаться до 1000 м3 газа. Для газоконденсатных залежей в 1 м3 конденсата может содержаться до 900–1100 м3 газа (газоконденсатный фактор). 2.5. Давление насыщения нефти газом Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворяется в жидкости, называется давлением насыщения нефти газом. Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные. Разница между Рпл и Рнас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. Большинство месторождений Западной Сибири являются недонасыщенными залежами. 2.6. Сжимаемость нефти Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн) или объёмной упругости:  где ΔV – уменьшение объёма нефти; V – исходный объём нефти; ΔР – увеличение давления. Из выражения (3.16) следует, что коэффициент сжимаемости (βн) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (β ≈ 0,4–0,7 ГПа–1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1, приставка Г – гига → увеличение в 109). Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости. С уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения. Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора. С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи. 2.7. Объёмный 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:  где Vпл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях; Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации. Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента. Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения, будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счёт её сжимаемости, что приводит к уменьшению объёмного коэффициента. 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 (Vпл > Vсеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти (U) – уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность: U = ((b – 1)/ b) ·100, %. Иногда усадку нефти относят к объёму нефти на поверхности. Тогда величина усадки нефти оценивается как U = (b – 1)·100, %. Усадка некоторых нефтей достигает 45–50 %. Рассмотрим пример. Плотность нефти (ρн) при 15 °С равна 850 кг/м3, а относительная плотность газа по воздуху (ρог) составляет 0,9. Удельный газовый фактор (Г′) равен 120 м3/т, давление пластовое (Рпл) = 15 МПа, пластовая температура (Тпл) = 50 °С. Найти, как изменится объёмный коэффициент насыщения нефти газом в пластовых условий? Решение. Пользуясь зависимостями на рис. 2.1, находим кажущуюся плотность газа (ρг каж) для величин относительной плотности газа (ρог), равной 0,9, и плотности нефти (ρн) равной 850 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа (ρг.каж) = 440 г/м3. Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти, оценивается по уравнению: Gг = Г′·ρн·ρог·Gв, где Г′ – газовый фактор, м3/т = 120 м3/т; ρн – плотность нефти, кг/м3 = 0,85 т/м3; ρ0г – плотность газа относительная = 0,9; Gв – вес 1 м3 воздуха при Р = атмосферному и Т = 15 °С = 1,22 кг. Вес газа составляет Gг = 120·0,85·0,9·1,22 = 112 кг ([м3/т]·[т/м3]·[кг]). Объём газа в жидкой фазе оценивается V = Gг/ρг.каж = 112/440 = 0,254 м3. Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3. Вес насыщенной нефти газом определяется Gнг = 850 + 112 = 962 кг. Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению: ρнг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 кг/м3. Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть ещё две поправки: • на изменение плотности за счёт сжатия под давлением (Δρр); • на изменение плотности за счёт расширения под влиянием температуры (Δρt). Поправку на сжимаемость нефти (Δρр) находим, используя зависимости рис. 2.2, для 15 МПа ⇒ Δρр составляет 22 кг/м3. Поправку на расширение нефти за счёт увеличения температуры (Δρt) находим, используя зависимости рис. 3.15 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/м3 при 15,5 оС): Δρt = 860–850 = 10 кг/м3. Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых давлений, температур и насыщения ее газом составит: ρ'нг = ρнг + Δρнг + Δρt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).  2.1. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3.  Рис. 2.2. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий, будет равен: b = Vпл/Vдег, b = ρдег/ρп = 850/755 = 1,126. То есть, каждый м3 нефти при нормальных условиях занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %. 2.8. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же продуктивного пласта не всегда остаются постоянными. 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. 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 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. 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. 3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях. В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами нефти и газа, пластовыми температурой и давлением. Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа растворено в нефти. В 1 м3 нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м3. 3.1. Состав природных газов Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и другие. При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С1–С4. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С5 равна 28 оС, а для н-С5 → 36 оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений. Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно. При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 3.1) и представляют собой, так называемые, сухие газы. Таблица 3.1 Состав газа газовых месторождений, объёмный %
Сухость газа оценивается коэффициентом сухости (kсух), величина которого пропорциональна отношению процентного содержания метана в газе к сумме тяжелых углеводородов:  Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше. Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы с преобладанием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м3) аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98,8 об. %. Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 3.2). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный. Жирность газа характеризуется коэффициентом жирности (kжирн), который обратно пропорционален коэффициенту сухости (kсух):  Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С3, С4 легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. Таблица 3.2 Состав газа газоконденсатных месторождений, объёмный %
Распределение углеводородов в попутном газе нефтяных месторождений варьируется в диапазоне (табл. 3.3): для метана 35–85 %, тяжёлых углеводородов (С2 и выше) 20–40 %, реже доходит до 60 %. Таблица 3.3 Состав попутного газа нефтяных месторождений, объёмный %
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||