Физические свойства жидкости и газа

Для изучения процессов вытеснения нефти из нефтесодержа­щих коллекторов важно знать физические свойства жидкости (нефти, воды) и газа. К сожалению, часто к началу проектирова­ния о них имеются лишь приближенные представления.

Физические свойства нефти и воды изучают по отборам проб нефти и воды из пласта. При этом особое внимание обращают на вязкость, плотность, растворимость газа в нефти.

Вязкость нефтей в пластовых условиях различных залежей изменяется в широких пределах (от 0, 1 мПа•с — для очень легких нефтей, близких к конденсатным, до 2 мПа•с — для нефтей средней плотности и 380 мПа • с и более — для тяже­лых нефтей) в зависимости от их химического состава и условий залегания. Повышение молекулярной массы нефти обусло­вливает увеличение ее вязкости. На вязкость нефти, особенно содержащейся в пластах, залегающих на значительных глубинах, существенно влияют давление и температура. В гораздо большей степени на изменение вязкости влияет температурный фактор; с повышением температуры вязкость нефти понижается сначала быстро, а затем медленно. На рис. III.4 в качестве примера показаны кривые изменения вязкости в зависимости от темпера­туры для различных нефтей месторождений Азербайджана.

Рис. III.4. Измененпо вязкости нефти в зависимости от температуры. 1, 2, з — нефть различных месторождений

Рис. III.5. Изменение вязкости нефти в зависимости от давления. а — минимальное значение функции, соответствующее давлению насыщения

Таков же характер изменения вязкости нефтей и в других райо­нах.

Изменению вязкости нефти в зависимости от давления для четырех различных нефтяных месторождений показано на рис. III.5. Часть кривой при давлении выше давления насыщения пока­зывает увеличение вязкости по мере сжатия гомогенной насыщен­ной нефти, в которой растворен весь имеющийся газ. При давле­нии ниже давления насыщения выделение растворенного газа приводит к увеличению вязкости остаточной нефти, в то время как объемное расширение нефти со снижением давления — к по­нижению вязкости. И все же в результате действия этих факторов, из которых первый оказывает большее влияние, вязкость увели­чивается[10].

Наблюдаемое понижение вязкости нефти с глубиной залега­ния нефтяных пластов, связанное с увеличением температуры и увеличением количества растворенного газа в нефти, способ­ствует лучшей фильтрации нефти через пористую среду коллек­тора.

Большое влияние на вязкость нефти оказывает растворимость газа, которая зависит от пластового давления, пластовой тем­пературы, фракционного состава газа и качества нефти. Рас­творенный газ способствует уменьшению вязкости нефти, и на­оборот, выделившийся из растворенного состояния газ увели­чивает ее. Поверхностное натя­жение вследствие растворенного газа уменьшается примерно с той же интенсивностью, с какой уменьшается вязкость. Определить вязкость нефти можно при помощи эмпирического соотношения:

где μ _а — абсолютная вязкость де­газированной нефти при темпера­туре паста в мПа·с; b_н — коэф­фициент объемного расширения нефти, находящейся на поверхно­сти (за счет растворенного в ней газа).

Формула (III.8) справедлива лишь в интервале давлений от атмосферного до давления насыщения, так как она учитывает влияние сжимаемости нефти при давлении выше давления насы­щения.

Также очень важно знать вязкость пластовой (законтурной или подошвенной) воды, которая, по-видимому, сильно изменяется с изменением ее минерализации и в основном зависит от темпера­туры пласта (рис. III.6).

Наиболее высокая конечная нефтеотдача при заводнении (до 60—70%) достигается на месторождениях, вязкость нефтей которых колеблется в пределах 0, 05—0, 15 мПа-с в пластовых условиях. При больших значениях вязкости эффективность процесса значительно снижается.

Многочисленные исследования и практика показывают, что при вязкости нефти 0, 15—0, 5 мПа•с нефтеотдача равна 45—55% при отборе 2—4 объемов воды, а при вязкости 0, 5—0, 15 мПа • с нефтеотдача достигает примерно 35—45% с отбором не менее 5—7 объемов воды. При вязкости более 2, 5 мПа • с обычное за­воднение, как показала практика, малоэффективно.

Плотность нефти — один из показателей ее качества; определяется в пластовых условиях, что сравнительно просто достигается путем отбора проб пробоотборником.

Приближенно плотность нефти может быть оценена по формуле:

где ρ _сеп — плотность сепарированной нефти в кг/м³; Г — объем­ное содержание растворенного газа в пластовой нефти вм³/м³; ρ _г — относительная плотность газа.

При разработке нефтяных месторождений необходимо знать давление насыщения нефти газом, которое, как известно, не остается постоянным по площади одного и того же горизонта. Давление насыщения зависит от многих факторов, в том числе от структуры месторождения, близости водонефтяного контакта, угла падения пласта, направления миграции нефти, структуры и содержимого соседних пород, температуры пласта. В зависимости от этих факторов давление насыщения резко меняется.

При снижении давления ниже давления насыщения увеличи­ваются газовый фактор, плотность и вязкость нефти, а умень­шаются коэффициенты сжимаемости и объемный коэффициент.

Давление насыщения находится в прямой зависимости от со­держания азота в пластовой нефти. Результаты исследований показывают, что изменение давления насыщения подчиняется определенной закономерности, уменьшаясь от центральной части нефтяной залежи к контуру нефтеносности.

Учитывая сказанное, определяют давление насыщения не в одной какой-либо скважине, а в нескольких, расположенных на всех характерных участках пласта. Затем строят карту распреде­ления этих давлений.

Давление насыщения определяют различными способами: 1) по номограммам Билла, Стендинга и Лозата; 2) по результатам исследования распределения давления по стволу скважины; 3) по коэффициентам распределения компонентов газа между жидкой и газовой фазами; 4) по данным исследования скважин; 5) комби­нированным способом; 6) по глубинной пробе пластовой нефти; 7) по изотермическому расширению пробы, отобранной непосред­ственно с забоя скважины.

Наибольшее предпочтение следует отдать экспериментальному исследованию глубинных проб нефти. Наиболее распространен и разработан объемный метод, в основу которого положено свой­ство системы резко изменять объем при образовании в нефти газо­вой фазы [12].

Подробное описание способов определения давления насыще­ния, их теория и особенности (преимущества и недостатки) можно найти в специальной литературе.