2014-02-09
1743
Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же продуктивного пласта не всегда остаются постоянными (Рис.2.8).
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.
Рис.2.8
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 (табл. 2.1) 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.
Таблица 2.1
Различие свойств нефти в пределах пласта Д1 Туймазы
| Показатели | Номера скважин | ||||||
| Центральная часть залежи | Приконтурная зона | ||||||
| Давление насыщения, МПа | 9,67 | 9,63 | 9,63 | 8,81 | 0,58 | 0,37 | 0,09 |
| Плотность пластовой нефти при Р = 17,5 МПа и Т = 30 °С, кг/м3 | |||||||
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3 | |||||||
| Усадка, % объёмный | 13,5 | 13,6 | 13,9 | 12,5 | 13,0 | 11,7 | 10,6 |
| Газовый фактор после сепарации при Т=20 °С, м3/м3 | 54,0 | 53,3 | 51,6 | 46,6 | 49,0 | 43,6 | 41,3 |
| Объемный коэффициент при Р = 17,5 МПа и Т = 30 °С | 1,161 | 1,16 | 1,152 | 1,142 | 1,499 | 1,13 | 1,119 |
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.
Лекция 6
