Пластовые нефти

Состав нефтей. Как уже отмечалось, нефть состоит преимущественно из углеводородных соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов.

В состав нефти входят также высокомолекулярные соеди­нения, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содер­жание в нефтях невелико, они существенно влияют на свой­ства поверхностей раздела в пласте (в частности, поверхнос­ти пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на законо­мерности движения нефти при разработке залежей.

Нефти содержат от долей процента до 5-6% серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также сернистых соединений и смолистых веществ — мер­каптанов, сульфидов, дисульфидов и др.

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5 %), сернистые (0,5-2,0 %), вы­сокосернистые (более 2%).

Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекуляр­ные соединения, включающие кислород, серу и азот и состо­ящие из большого числа нейтральных соединений непостоянного состава. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах от 1 до 40 %. Наибольшее их количество отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию смол нефти подразделяются на малосмо­листые (содержание смол ниже 18%), смолистые (18-35%), высокосмолистые (свыше 35%).

Нефтяной парафин - это смесь твердых УВ двух групп парафинов С₁₇Н₃₆-С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄-С₅₅Н₁₂₂. Темпе­ратура плавления первых 27 — 71 °С, вторых — 65 — 88 °С. Нефти относят к малопарафинистым при содержании пара­фина менее 1,5% по массе, к парафинистым - 1,5-6,0% по массе, к высокопарафинистым - более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина превышает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к плас­товой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

Физические свойства нефтей. Нефти разных пластов од­ного и того же месторождения и тем более разных место­рождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием.

Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание пластовой нефти - это объем газа V_г, растворенного в 1 м пластовой нефти :

(VI. 1)

Газосодержание пластовой нефти выражают в . Мак­симальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа γ. Газо­содержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе неф­ти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазиро­вания выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактно­го дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с кон­тактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м³/м³.

Промысловым газовым фактором Г называется количест­во газа в 1 м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он опреде­ляется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыслового га­зового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к га­зосодержанию пластовой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называется дав­ление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может коле­баться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться различными значени­ями давления насыщения. Так, на Туймазинском месторож­дении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это свя­зано с различием в свойствах нефти и газа в пределах пло­щади.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая из­меряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)

(VI.2)

где - исходный объем нефти; Δ V - изменение объема нефти; Δ p — изменение давления.

Размерность Р_н - 1/Па, или Па^-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на едини­цу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10^-3 МПа^-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным об­разом при разработке залежей в условиях постоянного сни­жения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть Δ V первоначального объема V₀ изменяется объ­ем нефти при изменении температуры на 1 °С:

(VI.3)

Размерность - 1/°С. Для большинства нефтей значе­ния коэффициента теплового расширения колеблются в пре­делах (1-20) 10^-4 1/°C.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарно­го термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на значение конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазиро­ванной нефти:

(VI.4)

где - объем нефти в пластовых условиях; - объ­ем того лее количества нефти после дегазации при атмосфер­ном давлении и t = 20 °С.

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерна ве­личина 1,2-1,8.

Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом ма­териального баланса и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко исполь­зуется также при анализе разработки залежей, при опреде­лении объема пласта, который занимала добытая нефть.

При подсчете запасов нефти объемным методом измене­ние объема пластовой нефти при переходе от пластовых ус­ловий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента .