книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специальность

Объемная плотность δт характеризует густоту трещин в ка- кой-либо точке пласта

где ∆S – половина площади поверхности всех трещин в элементарном объеме породы ∆Vп.

Объем трещин в элементарном объеме породы

где bт – среднее значение раскрытия трещин.

Коэффициент трещинной пористости mт определяется как отношение объема трещин к объему породы. С учетом (2) и (3)

Проницаемость трещиноватой породы, мкм2, (без учета проницаемости межтрещинных блоков), когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации

где bт – раскрытие трещин, мм; mт – трещиннаяпористость, доли ед.

3.3. Неоднородность коллектора

Под геологической неоднородностью коллектора следует понимать изменчивость литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.

Поскольку месторождения углеводородов в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит несколько пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность изучают по разрезу и по площади. Неоднородность этих видов позволяет не только характеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти и газа в недрах и их

21

выработку, но и увязывать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами.

Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического строения залежей. К таким показателям относятся в первую очередь коэффициенты расчлененности и песчанистости.

Коэффициент расчлененности Kр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всемскважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор:

где n1, n2, … – число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Коэффициент песчанистости Kп представляет собой отношение эффективной толщины hэф к общей толщине пласта hобщ, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т.е.

Для пласта в целом коэффициент песчанистости равен отношению суммарной эффективной толщины пласта во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта в этих скважинах.

Для нефтяных залежей Пермского Прикамья коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются в пределах от 1,38 до 14,8 и от 0,18 до 0,87 соответственно.

Изменчивость продуктивных слоев пласта по площади залежи характеризуется коэффициентом распространенности KS:

где Sк – площадь коллектора, на которой встречается пропласток; S – общая площадь пласта.

22

3.4.Состав и свойства пластовых флюидов

Кпластовым флюидам, насыщающим продуктивные пласты, относят нефть, газ и воду.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава физико-химичес- кие свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластоводного месторожденияотличаются большим разнообразием.

По консистенции различают нефти от легкоподвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цветнефтей меняется от зеленовато-бурого до черного.

Выделяют элементный, фракционный и групповой составы нефти.

Элементный состав. Основными элементами нефти являются углерод и водород. В среднем в состав нефти входит 86 % углерода и 13 % водорода. Других элементов (кислород, азот, сера и т.д.)

внефти незначительное количество. Однако они могут существенно влиять на физико-химические свойства нефти.

Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в нейотдельных группуглеводородов.

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание

внефти – 30–70 %. Различают алканы нормального (н-алканы)

иизостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные

алканы С2–С4 (в виде растворенного газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твердые алканы С17– С53, которые входят в тяжелые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные

алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n–2 (бициклические) или CnH2n–4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание

внефти – 25–75 %. Содержание нафтенов растет по мере увеличения молекулярной массы нефти.

23

Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряженные системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10–15 %.

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют асфальтеносмолистыми веществами. Содержание в нефти – до 15 %.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28–550 °С и выше. При нагреве до 40–180 °С выкипает фракция, которую называют авиационным бензином; при 40–205 °С – автомобильный бензин; при 200–300 °С – керосин; при 270–350 °С – лигроин. При более высоких температурах выкипают масляные фракции. По содержанию светлых фракций, выкипающих до 350 °С, нефти подразделяют на типа Т1 (более 45 %), типа Т2 (30–44,9 %), типа Т3 (менее 30 %).

Плотность пластовой нефти зависит от ее состава, давления, температуры, количества растворенного газа (рис. 6). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами. Наибольшей растворимостью в нефти обладают углекислый газ и углеводородные газы, меньшей растворимостью обладает азот. При снижении давления из нефти выделяются сначала азот, затем углеводородные газы (сначала сухие, затем жирные) и углекислый газ.

Обычно плотностьнефтейколеблетсявпределах 760–960 кг/м3.

24

Рис. 6. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения (Рнас). Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа в залежи, от их состава и от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равно пластовому давлению или может быть меньше Рпл. В первом случае нефть полностью насыщена газом, во втором – недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым давлением может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов. Растворенный в пластовой нефти азот увеличивает давление насыщения.

Вязкость – способность жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних слоев вещества относительно других.

Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

где А – площадь контакта перемещающихся слоев жидкости (газа); F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями dv; dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); µ – коэффициент динамической вязкости (коэффициент пропорциональности).

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости нефти сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенного давления и зависимости от температуры (рис. 7, 8). При этом вязкость уменьшается с повышением количества растворенного газа в нефти и с увеличением температуры.

Рис. 7. Изменениесвойствпластовойнефтивзависимости отдавления(Озерное месторождение, пластФм): f – газосодержание; bнефти – объемныйкоэффициент нефти; bгаза – объемныйкоэффициентгаза; µ – динамическаявязкостьнефти

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен до десятых долей мПа с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

26

Рис. 8. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от температуры и давления насыщения газом

Кроме динамической вязкости для расчетов используют также кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой сучетомсилы тяжести, коэффициенткинематическойвязкости ν

где ρ– плотность нефти.

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Уменьшение объема характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн.

где V – объем, занимаемый нефтью при давлении Р; ∆V – изменение объема нефти при изменении давления на величину ∆Р.

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и количества растворенного газа. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким ко-

27

эффициентом сжимаемости (0,4–0,7 ГПа–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1).

С количеством растворенного газа в нефти также связан объемный коэффициент b (см. рис. 7), характеризующий отношение объемов для единицы массы нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности.

где Vпл – объем нефти в пластовых условиях; Vдег – объем нефти при атмосферном давлении и температуре 20 °С после дегазации.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти U, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в %).

Нефтяные газы состоят из смеси газообразных углеводородов преимущественно парафинового ряда (метана, этана, пропана, бутана), азота, гелия, аргона, углекислого газа, сероводорода. Содержание азота, сероводорода, углекислого газа может достигать нескольких десятков процентов.

Углеводородные газы в зависимости от их состава, давления и температуры находятся в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ растворен в нефти. По мере снижения давления при разработке месторождения этот газ будет выделяться из нефти (попутный нефтяной газ – ПНГ).

Плотность смеси газов

где Ni – мольная (объемная) доля; ρi – плотность i-го компонента.

28

Относительная плотность газа по воздуху

Для нормальных условий ρвозд ≈ 1,293 кг/м3, для стандартных

условий ρвозд ≈ 1,205 кг/м3.

Если плотность газа задана при атмосферном давлении Р0 (0,1013 МПа), то пересчет ее на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле

Р0

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объемов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

n

P = pi , (17)

i =1

где Р – давление смеси газов; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси, при этом

Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

n

V = Vi (19)

i=1

или

где V – объем смеси газов; Vi – объем i-го компонента в смеси. Аналитическую зависимость между давлением, температурой

и объемом газа называют уравнением состояния.

29

Состояние идеального газа при стандартных условиях характеризуется уравнением Менделеева-Клапейрона:

где Р – абсолютное давление, Па; V – объем, м3; Q – количество вещества, моль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, Па м3/(моль град).

Для идеального газа

Реальные газы не подчиняются законам идеального газа, и коэффициент сверхсжимаемости z характеризует степень отклонения реальных газов от закона (21). Отклонение связано с взаимодействием молекул газа, имеющих определенный собственный объем. В практических расчетах можно принимать z 1 при атмосферном давлении. С увеличением давления и температуры значение коэффициента сверхсжимаемости все в большей степени отличается от единицы. Величина z зависит от состава газа, давления и температуры (их критических и приведенных значений) и может быть определена с помощью графиков или различных зависимостей [12].

Критическое давление – давление вещества (или смеси веществ) в его критическом состоянии. При давлении ниже критического система может распадаться на две равновесные фазы – жидкость и пар. При критическом давлении теряется физическое различие между жидкостью и паром, вещество переходит в однофазное состояние. Поэтому критическое давление можно определить еще как предельное (наивысшее) давление насыщенного пара в условиях сосуществования жидкой фазы и пара. Критическая температура – температура вещества в его критическом состоянии. Для индивидуальных веществ критическая температура определяется как температура, при которой исчезают различия в физических свойствах между жидкостью и паром, находящимися в равновесии. При критической температуре плотности насыщенного пара

30