1963)_КРАФТ Б.С., ХОКИНС М.Ф. - Прикладной курс технологии добычи н / Глава 3 п01

Глава III Нефтяные пласты, недосыщеные газом

1. ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ

Нефтяные, пластовые жидкости представлены в основном комплекс­ными смесями углеводородных соединений, которые часто содержат за­грязнения, например азот, углекислоту и сероводород. В табл. 111.1 приведены молярный состав в процентах типичных пластовых жидкостей, удельный вес товарных нефтей, величина газонефтяного фактора пластовых смесей и другие их физические ха­рактеристики. Товарные нефти резко отличаются по составу от пла­стовых жидкостей, из которых они получены. Это объясняется тем, что на пути течения нефти из скважины в товарный резервуар по мере снижения давления из раствора выделяется большая часть ме­тана и этапа и испаряются в значительном количестве пропановые, бутановые и пентановые фракции.

Из табл. 111.1 видна хорошая сходимость между газонефтяными факторами пластовых жидкостей и процентом содержания в них метана и этапа в самом широком диапазоне значения газонефтяных факторов от 4 до 724 нм³/м³.

Существуют два способа отбора проб пластовых жидкостей. Можно брать образцы непосредственно из скважин при помощи под­земной пробоотборной аппаратуры, опускаемой в трубы на сталь­ном канате, или отбирать нефти и газы на поверхности из коммуна капни и трапов, а затем рекомбинировать их пропорционально газонефтяному фактору, изморенному одновременно со взятием проб. Образцы пластовых жидкостей следует отбирать как можно ранее в процессе разработки пласта, главным образом при завершении и опробовании первой же разведочной скважины, чтобы образец как можно ближе подходил к первоначальной пластовой жидкости. Тип жидкости, отбираемой в пробоотборник, зависит от эксплуата­ционной жизни скважины до момента взятия из нее пробы.

Если скважину не подготовить соответственно к взятию из нее образца пластовой жидкости, невозможно будет собрать типовые образцы последней из продуктивного коллектора. Обычный анализ образцов пластовой жидкости дает возможность определить следую­щие ее характеристики:

1) газонефтяные факторы (коэффициенты) растворимости и вы­деления из раствора, а также объемы жидкой фазы;

2) коэффициенты пластового объема, удельные веса товарной нефти, газонефтяные факторы сепараторного и резервуарного хо­зяйства для различных давлений газосепарации;

3) давление насыщения пластовой жидкости;

4) сжимаемость насыщенной пластовой нефти;

5) вязкость пластовой нефти в зависимости от давления;

6) фракционный состав образцов газа из колонных головок (затрубный газ) и газонасыщенной пластовой жидкости.

Если лабораторные данные отсутствуют, достаточно полную оценку пласта можно получить, исходя из эмпирических корреля­ций по промысловым материалам. Последние слагаются из удельного веса товарной нефти, удельного беса добываемого газа, начального эксплуатационного газонефтяного фактора, вязкости товарной нефти, пластовой температуры и начального пластового давления.

В большинстве продуктивных пластов изменения свойств пла­стовой жидкости для образцов проб, взятых из различных частей коллектора, невелики и лежат в пределах ошибок, непосредственно связанных с техникой отбора жидкости и ее анализа. Однако существуют залежи нефти, особенно приуроченной к структурам с боль­шой амплитудой, где свойства жидкости серьезно изменяются. На­пример, в месторождении Элк Бейсн штат Уайоминг и Монтана в образце забойной пробы, взятой в начальных пластовых условиях, наблюдали коэффициент растворимости на своде структуры порядка 87,5 нм³ газа на 1 м³ товарной нефти. В то же время на крыльях складки в скважине с забоем ниже по отметке на 537,4 м образец пластовой нефти показал в растворенном состоянии всего лишь и нм³ газа на 1 м³ нефти, т. е. градиент растворимости газа составил 11,7нм³/м³ на 100м амплитуды структуры. Количество газа, ра­створенного в нефти доказывает большое влияние на другие свойства пластовой жидкости. В связи с этим были отмечены также большие колебания вязкости жидкости, коэффициента пластового объема и т. д. Аналогичные изменения известны, для продуктивного пласта песчаника в месторождении Рэнджли, Колорадо, а также для место­рождения Скэрри Риф, Тексас, где на 100 м амплитуды структуры наблюдали градиент растворимости газа соответственно 14,63 и 27 нм³ газа на 1 м³ нефти. Эти изменения свойств пластовой жидкости можно объяснить сочетанием следующих факторов: а) температурными градиентами; б) гравитационным разделением; в) отсутствием равно­весного состояния между нефтью и растворенным газом. За послед­нее время были разработаны методы производства пластовых расчетов для пластовых жидкостей со значительными колебаниями фи­зических свойств.

Таблица III.1 Состав н свойства пластовой жидкости

Компонент или характеристика	Кали­фор­ния	Уайо-минг	Юж­ный Тексас	Север­ный Тексас	Запад­ный Тексас	Южная Луи­зиана
Метан	22,62	1,08	48,04	25,63	28,63	65,01
Этан .............	1,69	2,41	3,36	5,26	10,75	7,84
Пропан ...........	0,81	2,86	1,94	10,36	995	6,42
Изобутан ..........	0,51	0,86	0,43	1,84	4,36	2,14
н-Бутан ...........	0,38	2,83	0,75	5,67	4,16	2,91
Изопентан ..........	0,19	1,68	0,78	3,14	2,03	1,65
н-Пентан ...........	0,19	2,17	0,73	1,91	3,83	0,83
Гексаны ...........	0,62	4,51	2,79	4,26	2,35	1,19
Гептаны плюс .........	72,99	81,60	41,18	41,93	33,94	12,01
Плотность С^+7, г/см^3 ......	0,957	0,920	0,860	0,843	0,792	0,814
Молекулярный вес С^+7 ......	360	289	198	231	177	177
Глубина отбора образца нефти, м	909	964	2443	1379	3782	3233
Температура пласта, °С .....	60,6	42,2	98,9	60,0	94,4	116,1
Абсолютное давление насыщения кг/см^2.........	82,8	6,5	248,9	82,0	123,9	321,7
Газонефтяной фактор, нм^3/м^3 . .	18,8	4	134	85,7	160,0	72,4
Коэффициент пластового объема
нефти, м^3/м^3	1,065	1,031	1,428	1,305	1,659	3,610
Относительный удельный вес товарной нефти, г/см^3 ......	0,957	0,9035	0,851	0,822	0,776	0,808
Относительный удельный вес газа (воздух 1)	0,669	—	0,715	1,032	1,151	0,880

Б.С.Крафт, М.Ф.Хокинс

Прикладной курс технологии добычи нефти,-М.,Гостоптехиздат.-1963 с.107-110.