Экспериментальный метод исследования нефти при пластовых температуре и давлении на основе изучения глубинных проб пластовой нефти, отобранных с забоя скважин глубинным пробоотборником, дает наиболее, полное представление о характере пластовой нефти.
В результате исследования глубинных проб получают следующие характеристики пластовой нефти:
1) давление насыщения,
2) растворимость газа в нефти,
3) объемный коэффициент,
4) сжимаемость,
5) плотность,
6) вязкость.
Свойства пластовых нефтей можно определять также путем применения так называемого расчетного метода.
Этот метод основан на использовании эмпирических графиков, построенных по большому количеству экспериментальных данных и связывающих характеристики дегазированной и пластовой нефти. Несмотря на получаемую при этом сравнительно низкую точность, расчетный метод довольно широко распространен вследствие исключительной простоты и удобства.
Для использования расчетного метода необходимо иметь данные о плотности сепарированной нефти, газовом факторе (соответствующие растворимости газа в нефти при данном пластовом давлении), пластовой температуре (в приложении приведён пример – геоизотерма месторождения) и пластовом давлении.
Давление насыщения характеризует степень насыщенности нефти газом. Под давлением насыщения пластовой нефти понимается давление, при котором начинается выделение из нефти первых пузырьков растворенного газа. Если пластовое давление становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. При давлении насыщения, равном пластовому давлению, пластовая нефть насыщена газом. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, недонасыщена газом.
Величина давления насыщения зависит от свойств нефти и газа. Более тяжелые нефти имеют высокие давления насыщения; в них растворяется меньше газа, чем в легких нефтях. Более тяжелые нефтяные газы по сравнению с более легкими растворяются в нефти при меньших давлениях. При наличии в углеводородном газе азота давление насыщения резко повышается.
К началу разработки залежь нефти характеризуется величиной начального давления насыщения; при снижении пластового давления из нефти выделяется газ и устанавливается новое, текущее давление насыщения.
Величина давления насыщения зависит от температуры пласта; для нефтей, содержащих в составе растворенного газа заметное количество азота, зависимость давления насыщения от температуры незначительная.
Изучение давления насыщения и его соотношений с пластовым давлением имеет большое значение при проектировании разработки залежи нефти. При значительном превышении пластового давления над давлением насыщения создаются благоприятные условия для эффективной ее разработки.
Давление насыщения обычно определяют по пробам пластовой нефти; при этом одновременно с давлением насыщения определяют количество газа, растворенного в нефти (в м3/м3). В процессе добычи нефти и газа количество добытого газа на единицу добытой нефти выражают обычно в м3/т. Если количество растворенного в нефти газа не превышает 80 м3 на 1 м3 нефти, следует пользоваться верхним графиком. Для нефтей с большим содержанием растворенного газа применяют нижнюю диаграмму.
Пусть, например, газовый фактор скважины равен 220 м3/т или 220×0,88=194 м3/м3, плотность нефти 0,88 г./см3, а пластовое давление 18 МПа. Из рис. 1 по этим данным находим, что в 1 м3 нефти может раствориться при давлении 18 МПа только 110 м3 газа (см. рис. 1, нижний график). Следовательно, значительное количество добываемого газа находится в пласте в свободном состоянии.
Рассмотрим случай, когда пластовое давление превышает давление насыщения. Например, плотность нефти 0,86 г./см3, газовый фактор – 40 м3/т или 40×0,86 = 34,2 м3/м3, а давление пласта 14 МПа. В этих условиях давление насыщения составит всего 5 МПа (см. рис. 1, верхний график). Следовательно, весь газ растворен в нефти, и выделение его из раствора возможно только в стволе скважины в условиях снижения давления до 5 МПа.
Следует подчеркнуть, что ввиду пренебрежения на графике влиянием плотности газа и температуры возможны погрешности до 25% и выше.
Отметим, что величину газового фактора нельзя отождествлять с количеством растворенного в нефти газа в пластовых условиях. Так, для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина газового фактора в большинстве случаев меньше количества газа, растворенного в 1 м3 нефти, вследствие избыточного давления в трапах, что приводит к неполной сепарации газа. А при наличии в пласте свободного газа промысловый газовый фактор вообще не может служить даже ориентировочным показателем количества растворенного в нефти газа.
Рис. 1. Кривые растворимости газа в нефти (N) при различных давлениях насыщения (рнас)
Заниженные значения величины давления насыщения объясняются также наличием азота в газе. Азот плохо растворяется в нефтях, и присутствие его даже в незначительных количествах заметно увеличивает величину давления насыщения. При внесении соответствующей поправки на наличие в газе азота величина давления насыщения, рассчитанная по графикам, будет ближе к определенной по глубинным пробам.
Приведем в качестве примера следующий расчет. По лабораторным исследованиям пробы пластовой нефти, отобранной из скв. 10 Ромашкинского месторождения, давление насыщения составляет 8,4 МПа, а по графику на рис. 1 оно определено в 6,5 МПа.
Газовый фактор пластовой нефти 47,5 м3/м3, причем газ содержит 6% азота. Количество растворенного в нефти азота равно А = 47,5×0,06 = 2,85 м3/м3. При величине коэффициента растворимости азота в нефти αл=1,2 (м3/м3) МПа и среднем значении коэффициента растворимости газа Ромашкинского месторождения в нефти αг=6,0 (м3/м3)/МПа поправка к величине давления насыщения будет выражаться величиной
Следовательно, с учетом поправки давление насыщения равно 6,5+1,9 = 8,4 МПа, т.е. совпадает с получением при анализе проб пластовой нефти. Таким образом, при наличии в растворенном газе азота следует вводить поправку по приведенной методике.
Сжимаемость нефти – при увеличении давления нефть сжимается. Для большинства пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости βН колеблются в пределах (0,6–0,8)∙10-3 1/МПа; среднее значение коэффициента сжимаемости нефти составляет приблизительно 1∙10-3 1/МПа.
Величину βн можно определять пересчетом величин объемных коэффициентов, определенных в лаборатории, по формуле
где Δр– перепад между начальным р1 и конечным р2 (принятыми для расчета) давлениями, Δр = р1 – р2; b1 и b 2 – объемные коэффициенты соответственно для начального и конечного давлений.
Для газированной нефти коэффициент сжимаемости значительно возрастает, достигая иногда 140∙10-4 1/МПа.
Точное значение βН можно получить путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.
Объемный коэффициент пластовой нефти – как уже указывалось, пластовая нефть отличается содержанием в ней значительного количества растворенного газа. Наличие растворенного газа резко влияет на ее свойства: увеличивается ее объем (иногда на 50–60%), снижается плотность, значительно уменьшается вязкость, изменяется также поверхностное натяжение на различных границах раздела.
Объемным коэффициентом пластовой нефти bназывают отношение объема пластовой нефти V пл к объему получаемой из нее сепарированной нефти Vcт при стандартных условиях:
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 сепарированной нефти, взятой при стандартных условиях.
Величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, представляет собой так называемый пересчетный коэффициент θ:
Пересчетный коэффициент θ служит для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях). При извлечении нефти на поверхность и выделении из нее газа происходит уменьшение объема – усадка нефти.
Коэффициент усадки (ε) равен
Между указанными выше коэффициентами b, θ и ε существуют следующие зависимости:
Рис. 2. Определение величины коэффициента усадки нефти (ε) при ее дегазации
Определение коэффициента усадки и пересчетного коэффициента имеет большое значение, особенно при подсчете запасов нефти, так как коэффициент усадки нередко достигает 40% и неучет его может привести к значительным погрешностям.
Объемный коэффициент пластовой нефти лучше всего определять путем анализа ее проб. Приближенно этот коэффициент может быть установлен следующим образом. Сначала по графику определяют усадку нефти в процентах (рис. 2), а затем вычисляют bи θ.
На рис. 3 показана зависимость величины объемного коэффициента от давления насыщения для некоторых месторождений. На рис. 4 приведены значения растворимости газа в нефти и объемного коэффициента пластовой нефти в функции давления.
Рис. 3. Зависимость объемного коэффициента пластовой нефти от давления насыщения.
1 – Туймазы (девон); 2 – Соколова Гора (девон); 3 – Каратон (неоком)
Рис. 4. Параметры b и N в функции давления
Объемный коэффициент пластовой нефти может быть определен расчетным путем по фракционному составу газа или по данным плотности газа.
Однако для полной и более точной характеристики пластовой нефти следует производить отбор и исследование глубинных пластовых проб нефти.
Проектируя отбор проб с целью охарактеризовать средние свойства пластовой нефти, необходимо учитывать, что при значительном изменении давления и температуры в пласте свойства нефти повышенных участков нефтяной залежи будут отличаться от свойств нефти пониженных участков. Разница свойств нефти еще заметнее, если залежь расчленена на отдельные блоки. Поэтому пробы нефти отбирают по всем указанным характерным участкам залежи.
Кроме того, следует избегать отбора глубинных проб из скважин, дающих нефть с водой, а также из скважин, эксплуатировавшихся перед отбором пробы при низком забойном давлении, которое могло быть ниже давления насыщения. Если давление в скважине ниже давления насыщения, то отобрать полноценную пробу, правильно характеризующую пластовые условия, чрезвычайно трудно.
Перед отбором глубинной пробы скважину исследуют при различных режимах работы и замеряют пластовое давление. Пробу отбирают при минимальном дебите, т.е. при более высоком забойном давлении.
Перед спуском пробоотборника фонтанные трубы очищают от парафина и шаблонируют.
Пробоотборник спускают в фонтанирующую скважину через специальный сальник, причем первые 50–100 м скорость спуска пробоотборника не должна превышать 0,5 м/с. Пробоотборник спускают до глубины, соответствующей средним отверстиям фильтра, и оставляют там на 15–20 мин, чтобы выходящая из пласта нефть промыла внутреннюю полость пробоотборника, после чего клапаны закрывают и пробоотборник поднимают.