К оглавлению журнала

 

УДК 622.02:553.98

© Г.П. Былинкин, И.Ш. Кувандыков, 1992

ЗАВИСИМОСТЬ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА, КОЭФФИЦИЕНТОВ СЖИМАЕМОСТИ, ПЛОТНОСТИ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ОТ ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУРЫ, СОСТАВА И ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ

Г. П. БЫЛИНКИН (НВНИИГГ), И. Ш. КУВАНДЫКОВ (ЮУФ ВНИГНИ)

Объемный коэффициент (b) основной подсчетный параметр пластовой нефти, который определяется газосодержанием, составом газа дегазации и дегазированной нефти. Плотность пластовой нефти (rпл) в свою очередь функция газосодержания, плотности газа, дегазированной нефти, температуры, давления, а также универсальный подсчетный параметр как для нефтяных, так и для газоконденсатных смесей(Брусиловский А. И; Былинкин Г. П. Новый подход к подсчету геологических запасов нефти, газа и конденсата на единой методической основе // Геология нефти и газа.– 1990.– № 11.– С. 35–39.). Немаловажными параметрами пластовых нефтей, используемыми для расчета схем разработки залежей, являются также изотермический коэффициент сжимаемости (b) и температурный коэффициент объемного расширения (a).

Для выяснения закономерностей изменения объемного коэффициента, коэффициентов сжимаемости, плотности пластовых нефтей от их состава (плотность газа, плотность дегазированной нефти), газосодержания и термобарических условий, характерных для глубокопогруженных отложений, было проведено экспериментальное моделирование пластовых нефтей с замером соответствующих параметров. Моделирование проводилось на установке фазовых равновесии “МакроРVT фирмы “Альстом-АтлантикАСВ”.

Поскольку значение объемного коэффициента в зависимости от способа и условий разгазирования нефти может изменяться в значительных пределах, использован вариант расчета b, rпл по данным загрузки газовой и жидкой фаз. При этом жидкий дегазированный флюид содержал незначительные концентрации бутанов, а в газообразной фазе присутствовали только следы компонентов группы C5+высш (табл. 1). Следовательно, полученные данные значений b при высоких газосодержаниях и жестких термобарических условиях сопоставимы с данными замеров объемных коэффициентов пластовых нефтей при низких давлениях и температурах и отвечают объективному соотношению объема нефти в пластовых условиях к объему компонентов группы C5+высш.

Рекомбинацию каждого фиксированного состава пластовой смеси осуществляли путем введения дегазированной нефти в ячейку исследования и дискретного добавления в нее поджатого газа (Гп) согласно заданным газосодержаниям (100, 300, 500, 800 м33). Параметры замеряли при температурах 80, 115, 150 °С и в диапазоне давлений: давление насыщения рs – 80 МПа. Опыт проводили в ячейке рекомбинации объемом 0,7 л. При газосодержаниях 100 и 300 м3/м3 снимали изотермы PV соотношений. При более высоких газосодержаниях смесь переводили в ячейку объемом 3,8 л для визуального определения давления начала кипения пластовых смесей и индентификации однофазного жидкого состояния. При рекомбинации использовали метановый газ (rг=0,6962 кг/м3), его смесь с углекислым газом (50 % СН4+50 % CO2, rг= 1,2505 кг/м3) и дегазированные жидкие флюиды (С5+высш.) Мечеткинского и Карачаганакского месторождений Прикаспийской НГП плотностью (r420) 755,2; 818,2; 884,9 кг/м3. Физико-химическая характеристика для составляющих рекомбинации и фракционный состав модельных пластовых смесей для каждого варианта рекомбинации приведены в табл. 2 и табл. 3. Анализ результатов экспериментальных исследований (рис.1, рис.2, рис.3, рис.4) показывает, что в пределах состава, газосодержания и термобарических условий, характерных для глубокопогруженных пластовых нефтей, значения объемного коэффициента варьируют от 1,1 до 2,7. При этом с возрастанием температуры, газосодержания, плотности пластовой нефти, уменьшения давления b возрастает (см. рис. 1).

При вариациях плотностей газов и дегазированной нефти значение b изменяется незначительно, особенно это относится к плотности газа. С увеличением газосодержания влияние температуры и давления более ощутимо. Наиболее существенное влияние на изменение объемного коэффициента оказывают газосодержание и плотность пластовой нефти (см. рис. 1). Величина rплкомплексный параметр зависит, так же как и b, от газосодержания, давления, температуры, состава пластовой нефти. При возрастании давления, плотностей газа, дегазированной нефти, уменьшении температуры, газосодержания, значение плотности пластовой нефти возрастает. При этом увеличение плотности газа приводит к более существенному изменению rпл при возрастании газосодержания (см. рис. 2). Рост давления компенсирует влияние газосодержания.

Исследование зависимости коэффициента сжимаемости пластовых нефтей от функциональных параметров показывает, что с ростом газосодержания, температуры и уменьшения давления значения b увеличиваются (см. рис. 3). При этом величины b варьируют для исследованных нефтей в диапазоне (12-50)*10-4 МПа-1 (см, рис. 3). При возрастании газосодержания и увеличении давления темп роста b снижается. Плотность газа не оказывает влияния на изменение величины b. При относительно низких газосодержаниях (100 м3/м3) с уменьшением плотности дегазированной нефти b возрастает, а при более высоких Гп зависимость b от rС5+высш. имеет параболический характер.

Зависимость значений температурного коэффициента объемного расширения пластовой нефти от газосодержания, давления, плотностей газа и дебутанизированной нефти (см. рис. 4) аналогична зависимости b от этих параметров. При этом направленность зависимости a от rС5+высш. c ростом газосодержания не изменяется.

Проведенные исследования на основе установленной взаимосвязи свойств пластовой нефти позволяют прогнозировать подсчетные параметры, в том числе глубокопогруженных пластовых смесей по тому или иному информативному признаку.

ABSTRACT

This work presents, based on experimental modeling, the dependences of the volume factor and the compressibility and in-place oil density factors on pressure, temperature and gas content provided for the conditions of deeply buried sediments with differing compositions of liquid and gaseous phases.

ТАБЛИЦА 1. КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ МОДЕЛЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ ПРИ ПОСТОЯННОЙ ПЛОТНОСТИ ДЕГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ

Компоненты, параметры

Компоненты для рекомбинации

Модельные пластовые смеси, мол. доля %

газ, мол. доля, %

дегазированная нефть масс. доля, %

1 ВАРИАНТ

N2

1,15

0,45

0,75

0,87

0,96

СО2

49,13

18,55

31,03

36,04

39,79

СН4

49,23

18,62

31,13

36,16

39,92

С2Н6

0,19

0,07

0,12

0,14

0,15

С3Н8

0,03

0,01

0,02

0,02

0,02

i-С4Н10

0,01

0,46

0,54

0,31

0,22

0,15

n-С4Н10

0,03

0,23

0,28

0,17

0,13

0,10

i-С5Н12

0,02

2,30

2,18

1,22

0,86

0,60

n-С5Н12

0,03

3,32

3,15

1,77

1,24

0,87

SС6

0,07

14,67

14,33

8,01

5,61

3,89

С7+высш.

0,01

79,02

41,82

25,47

18,72

13,55

Плотность, кг/м3

1,2505

755,2

Газосодержание, м33

   

100

300

500

800

II ВАРИАНТ

N2

2,30

1,16

1,73

1,91

2,04

СО2

0,55

0,28

0,41

0,46

0,49

СН4

96,39

48,79

72,34

80,15

85,38

С2Н6

0,38

0,19

0,29

0,32

0,34

С3Н8

0,05

0,03

0,04

0,04

0,04

i-С4Н10

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

n-С4Н10

0,06

0,03

0,05

0,05

0,05

i-С5Н12

0,03

0,30

0,43

0,23

0,16

0,12

n-С5Н12

0,06

0,79

1,12

0,58

0,41

0,29

SС6

0,14

5,257

7,53

3,79

2,57

1,76

С7+ВЫСШ.

0,03

93,65

40,44

20,54

13,93

9,49

Плотность, кг/м3

0,6962

818,2

       

Газосодержание, м33

––

––

100

300

500

800

III ВАРИАНТ

N2

1,15

0,6

0,88

0,98

1,04

СО2

49,13

24,86

36,80

40,77

43,46

СН4

49,30

24,95

36,93

40,92

43,61

С2Н6

0,19

0,1

0,14

0,16

0,17

С3Н8

0,03

0,02

0,02

0,02

0,03

i-С4Н10

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

n-С4Н10

0,03

0,02

0,02

0,02

0,02

i-С5Н12

0,02

0,30

0,42

0,22

0,15

0,11

n-С5Н12

0,03

0,79

1,1

0,56

0,38

0,26

SС6

0,07

5,257

7,45

3,71

2,49

1,68

С7+ВЫСШ.

0,01

93,15

40,50

20,71

14,10

9,61

Плотность, кг/м3

1,2505

818,2

Газосодержание, м33

––

––

100

300

500

800

IV ВАРИАНТ

N2

2,30

1,34

1,86

2,01

2,11

СО2

0,55

0,32

0,44

0,48

0,5

СН4

96,39

56,34

77,91

84,37

88,5

С2Н6

0,38

0,22

0,31

0,33

0,35

С3Н8

0,05

0,03

0,04

0,04

0,05

i-С4Н10

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

n-С4Н10

0,06

0,04

0,05

0,05

0,06

i-С5Н12

0,03

0,01

0,03

0,03

0,03

0,03

n-С5Н12

0,06

0,02

0,07

0,06

0,06

0,06

SС6

0,14

0,43

0,84

0,46

0,35

0,28

С7+ВЫСШ.

0,03

99,54

40,75

10,83

12,25

8,05

Плотность, кг/м3

0,6962

884,9

       

Газосодержание, м33

100

300

500

800

V ВАРИАНТ

n2

1,13

0,69

0,95

1,03

1,08

СО2

49,13

28,78

39,74

43,02

45,12

СН4

49,30

28,88

39,88

43,17

45,27

С2Н6

0,19

0,11

0,155

0,17

0,17

С3Н8

0,03

0,02

0,02

0,03

0,03

i-С4Н10

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

n-С4Н10

0,03

0,02

0,02

0,03

0,03

i-С5Н12

0,02

0,01

0,03

0,02

0,02

0,02

n-С5Н12

0,03

0,02

0,05

0,04

0,04

0,03

SС6

0,07

0,43

0,8

0,41

0,29

0,21

С7 + ВЫСШ.

0,01

99,54

40,61

18,75

12,2

8,02

Плотность, кг/м3

1,2505

884,9

––

––

––

––

Газосодержание, м33

100

300

500

800

ТАБЛИЦА 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ РЕКОМБИНАЦИИ

Параметры

Скв. 1 Мечеткинская

Скв. 41 Карачаганакская

Скв. 35 Карачаганакская

Интервал перфорации, м

2781–2786

5004–5105

5248–5257

Возраст

D2

С1

С1

Плотность, кг/м3

755,2

818,2

884,9

Вязкость динамическая при 20 °С, мПас

0,920

3,19

77,45

Молекулярная масса

115

204

249

Содержание, %

парафина

0,27

1,97

3,30

серы

0,05

0,43

0,39

смол силикагелевых

0,51

6,58

10,5

асфальтенов

Отс.

Отс.

0,72

Содержание бензинов до 200 С, %

74

   

ТАБЛИЦА 3. ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ

Скв. 1 Мечеткинская

Скв. 41 Карачаганакская

Скв. 35 Карачаганакская

Температура, °С

Выход отдельных фракций %

Плотность фракций,

кг/м3

Температура. °С

Выход отдельных фракций, %

Плотность фракций, кг/м3

Температура, °С

Выход отдельных фракций, %

Плотность фракций, кг/м3

55–87

10

692,7

66–120

10

713,3

85–171

10

763,4

87–101

10

713,7

120–147

10

745,0

171–235

10

798,3

101–112

10

729,4

147–177

10

770,9

235–283

10

834,8

112–125

10

743,7

177–212

10

794,9

283–329

10

869,8

125–139

10

754,6

212–260

11

825,3

329–348

10

883,1

139–158

10

768,1

260–297

10

850,3

348–350

7

904,3

158–186

10

781,4

297–328

10

268,0

186–222

10

800,1

328–347

10

882,3

222–270

10

815,6

270–315

6

838,4

   

Остаток

1,2

911,5

18,73

917,7

41,35

956,1

Потери

2,8

0,27

1,65

РИС. 1. ЗАВИСИМОСТИ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА (b) ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ОТ ОСНОВНЫХ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ.

Плотность (молекулярная масса) дегазированной нефти, кг/м3моль): 1–755,2 (115), 2–818,2 (204), 3–884,9 (299);

4 – зависимость значений объемного коэффициента от давления начала кипения; rг плотность газа, кг/м3; Г газосодержание, м3/м3;Гп газосодержание поджатого газа, м33; р давление, МПа, t – температура, °С; а объемного коэффициента b от газосодержания (Г) при p=80 и rг.= 1,2505, I–t=150; II–t=80; б– b от температуры при р=80 и rг=0,6962; I–Г==500, II–Г =100; в– b от плотности пластовой нефти при t= =80–150 и p=ps–80 МПа, I–rг= 1,25; Г=700; IIrг=125, Г=500, III–rг=0,б9, Г=500; IV–rг-= 125, Г= 100, V – rг= =0,69, Г=100; г – b от давления при rг=1,2505; I – t=80, II – t= =150, III–t=150, Г=700, IV–t=80, Г=700, V–t=150, Г=500, VI–t=80, Г=500, VII–t=150, Г=100, VIII – t=80, Г=100; д – b от плотности газа при р=80: I– t=150, Г=500, II–t=80, Г=500, III–t= 150, Г=100

РИС. 2. ЗАВИСИМОСТИ ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ (rпл) ОТ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ

ас от газосодержания при р=80: I–t=80, rг =1,25, II– t=150. rг=1.25, III–t=80, rг=1.25. IV–t=80, rг=1.25, V– t=150, rг =0,66; бrпл от температуры при р=80 и rг=0,6962: I – Г=100, II – Г=100, III – Гп=500; в rпл от плотности дегазированной нефти (rд.н): I – t=80; Г=100, rг=1,25, II– t=150, Г=100, rг=1,25; III–t=150, Г=100, rг=0.б9. IV– t==150, Г ==500, rг=0.69; г зависимость rпл от давления при rг==1,2505 кг/м3: I – t=80, Г=500, II – t=80, Г=1000, III – t=80, Г=500, IV–t=150, Гп=100, V–t=150, Г=500; д rпл от плотности газа при p=80: I – t=80, Г=100, II–t=150, Г=100, III, IV, V –t=150, Г=500. Усл. обозн. см. на рис. 1

РИС. 3. ЗАВИСИМОСТИ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПЛАСТОВОЙ. НЕФТИ (b* 104; МПа-1) ОТ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ.

аb от газосодержания при р=рs80, rг= 1,2505; I, II–t=150, III, IV–t=80, бb от температуры при rг= 0,6962: I, II– Г=500, III, IV – Г=100, в b от плотности дегазированной нефти rд.н: I–t=150, Г=500, rг=1.25, II – t=80, Гп=500, rг=0.69, III–t=80, Г=500, rг=1.25; IV–t=150, Г=100, rг==1,25, IV–t=80, Г=100, rг=1,25; г– b от давления: 1–t=150, Г= =300, rг=l,75, II–t=150, Г=100, rг=1.25, III – t=80, Гп=100, rг=1.25. IV–t=80, Г=100, rг=0,69, д b от плотности газа: 1–t=150, Г=500, II, III–t=80, Г=500, IV–t=150, Г=100, V – t=80, Г=100. Усл. обозн. см. на рис. 1

РИС. 4. ЗАВИСИМОСТИ ТЕМПЕРАТУРНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ОБЪЕМНОГО РАСШИРЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ (a· 10–4, 1/°С) ОТ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ.

аa от газосодержания при р=80 и t=80–150: I, II–rг=1,25, III–rг =0,69, IV–rг=1,25; бa от плотности газа при p=80 и t=80–150: I, II–Г=300, III–Г=500, IV – Г=300, V, VI– Г=100; в–a от давления при t=80–150: I – Гп =300, rг=1,25, II – Гп==300, rг=0,69, III – Гп= 100, rг= 1,25, IV –Гп=100, rг=0,69, гa от плотности дегазированной нефти rд.н при р=80, rг=1,2503, t=80–150: I–Г=700, II – Г=500, III – Г=300, IV – Г=100. Усл. обозн. см. на рис. 1