Пересчетный коэффициент

Под плотностью пластовой нефтипонимается масса неф­ти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотно­сти дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см³ (например, нефти девонских залежей в Та­тарии) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см³ (нефти за­лежей в каменноугольных отложениях в том же районе). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1-0,4 г/см³.

Вязкость пластовой нефти μ_н, определяющая степень по­движности нефти в пластовых условиях, существенно мень­ше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температу­рой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыще­ния. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в де­сятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Напри­мер, для Арланского месторождения это соотношение боль­ше 20, для Ромашкинского - 5,5.

Вязкость нефти измеряется в мПа·с. Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (μ_н < 1 мПа·с), маловязкие (1 < μ_н < мПа·с), с повышенной вязкостью (5 < μ_н < 30мПа·с) и высоковязкие (μ_н > 30мПа·с).

Например, вязкость нефтей залежей в верхнемеловых от­ложениях Северного Кавказа 0,2-0,3 мПа·с; в девонских от­ложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Тата­рии, Башкирии и Пермской области - 5-30 мПа·с; в сено-манских отложениях Русского месторождения в Западной Сибири - 300мПа·c; в Ярегском месторождении - 2000-22 000 мПа·с.

Вязкость пластовой нефти - очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса раз­работки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды - один из важнейших показателей, определяющий условия извлече­ния нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин.

При значительном содержании в нефти парафина, асфальтенов и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространствен­ной структуры, образованной коллоидными частицами на­званных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефтях протекает тем интен­сивнее, чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Установлено, что про­водимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких. Проявлением струк­турно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей при­тока.

Колориметрические свойства нефтихарактеризуются ко­эффициентом светопоглощения . Они зависят от содержа­ния в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Спе­циальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях погло­щают одну и ту же часть падающего на них светового пото­ка. Зависимость между интенсивностью светового потока после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора l описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

(VI.5)

где - интенсивность падающего светового потока; — коэффициент светопоглощения; С— концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения - 1/см. За единицу принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой тол­щиной 1 см интенсивность светового потока падает в е= 2,718 раз. Значение зависит от длины волны падающе­го света, природы растворенного вещества, температуры раствора.

определяется при помощи фотоколориметра. Фотоко­лориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением ä_си нефти в процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190-450, на Ромашкинском месторождении в пластах а, б, в девонской зале­жи — 200 — 350, а в нижележащих пластах г и д — 400—500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого ко­эффициента меняется в пласте БС1 от 300 до 550, а в пласте БС₁₀ - от120 до310.

Для нефтяных залежей в их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей мере ос­новных свойств нефти в объеме залежи: увеличение плотнос­ти, вязкости, коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере воз­растания глубины залегания пласта, т.е. от свода к крыльям и от кровли к подошве.

Одновременно в указанных направлениях уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так, на месторождении Календо (о-в Сахалин) газовый фак­тор меняется от 70 до 49 м³/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см³.

В процессе разработки большинства залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти мо­гут претерпевать изменения. Поэтому для контроля измене­ния свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности, как пра­вило, отображаются на специальных картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, К_си и др.).

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в спе­циальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при давлении, равном начальному пласто­вому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в за­висимости от давления, а иногда и от температуры. Эти гра­фики используют при решении геолого-промысловых задач.