75 лет Геннадию Андреевичу Кулябину (стр. 17 )

Экспериментальное подтверждение этого факта изложено в работе [7]. В результате крупномасштабных экспериментов, которыми были охвачены исследования свойств нефти более 100 скважин в течение 7 лет, установлено, что перед фронтом воды в скважину вытесняется нефть, значения плотности которой в разгазированном состоянии на короткое время увеличиваются, в большинстве случаев, на 15-35 кг/м3. После появления воды в продукции скважины значения плотности нефти снижаются, но не достигают значений, предшествующих появлению воды. Установлено, что величина скачка плотности нефти не связана с динамикой обводненности продукции скважины, а является только результатом факта появления закачанной воды в добываемой продукции.

Далее расположен фронт пассивной воды, которая движется в зоне 3 совместно с нефтью, так как вода, ранее пройдя через зону 4, частично насытилась легкими углеводородными компонентами нефти, то она в массообменных процессах участвует слабо, а массообменными компонентами здесь являются нефть с незначительным содержанием легких компонентов, пришедшая с водой из зоны 4 и нефть зоны 3 (см. рис. 3).

Затем движется фронт активной воды, разделяющий газонасыщенную и недонасыщенную нефтяным газом закачанную воду. На границе этого фронта значения физико-химических свойств нефти и воды различаются: газонасыщенная вода (в зоне 3) имеет меньшие значения динамической вязкости, так как в ней растворен определенный объем нефтяного газа по сравнению с водой, движущейся по зоне 4. Плотность и вязкость подвижной и неподвижной нефти в зоне 3 имеют более высокие значения, по сравнению со значениями этих параметров в зоне 1. Переход газовых компонентов из нефти в воду на границе этого фронта приведет к различиям в значениях свойств подвижной и неподвижной нефти по разные стороны этого фронта. В зоне 3 определяющим фактором гидродинамического сопротивления является динамическая вязкость смеси воды и нефти на порядок превышающая собственные значения динамической вязкости воды и подвижной нефти по отдельности.

Позади фронта активной воды в зоне 4 подвижная и неподвижная нефти почти не содержат легких водорастворимых компонентов, значения ее свойств (плотности и вязкости) приближаются к значениям свойств разгазированной нефти при данных термобарических условиях. Разница в значениях плотности нефти до и после этого фронта для нефти месторождений Западной Сибири составляет 30-50 кг/м3, а динамической вязкости – в 4-8 раз.

Таким образом, в разные периоды разработки нефтяной залежи в ней возникают обширные зоны с различными значениями физико-химических свойств вмещающих жидкостей, которые не только имеют существенную разницу значений, но которые скачкообразно меняются на границе соответствующего фронта. Это приводит к нестационарности параметров процесса гидродинамического воздействия. Более подробная информация с оценкой размеров зон в разрабатываемой нефтяной залежи приведена в работе [3].

Для построения постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти из пласта, учитывающей особенности процесса вытеснения, важно определить размеры этих зон и значения физико-химических свойств, движущихся по ним жидкостей, потому что характер вытеснения смесей из каждой зоны различен.

Модель процесса вытеснения нефти еще более усложняется при учете различий коллекторских свойств пласта. Если скорости движения жидкостей по пропласткам различны, то по каждому из них и скорости движения фронтов будут разными и неизбежно возникнет массообменный диффузионный перенос подвижных компонентов нефти через границы пропластков, это повлияет на значения свойств нефти во всех зонах, что необходимо учитывать при построении модели процесса вытеснения нефти из пласта.

Различия в значениях физико-химических свойств нефти после формирования всех зон между нагнетательными и добывающими скважинами для месторождений Западной Сибири составят: плотности нефти при пластовых условиях – 50-90 кг/м3, динамической вязкости – 10-30 раз, газосодержания – 5-20 раз. Снижение фильтрационных возможностей коллектора, возникших по причине наличия структурированного слоя, учет фактических значений физико-химических свойств нефти в каждой зоне разрабатываемой залежи, вне всякого сомнения, окажет влияние на коэффициент вытеснения нефти водой. В каждой зоне залежи значения этого коэффициента будут различными, что необходимо учитывать при определении величины КИН залежи в целом.

Основной объем информации о подвижной нефти характеризует ее свойства в безводный период разработки залежи (нефть 1 зоны) и определяется только организационными особенностями исследовательской деятельности. На месторождениях Западной Сибири 50‑90% нефти добывается в водный период разработки (нефть из 3 и 4 зон), а во времени разработки залежи эта доля еще больше, следовательно большая часть процесса разработки залежи не обеспечивается объективной информацией о физико-химических свойствах нефти, что и отражается на качестве гидродинамического моделирования и не позволяет решить задачу создания постоянно действующей гидродинамической модели.

Относительные фазовые проницаемости в конкретной точке пласта зависят от долей подвижной нефти и воды и от соотношения значений их свойств. В каждом конкретном случае, если результат расчета вытеснения нефти по гидродинамической модели не совпадает с фактом, то следует признать, что это можно объяснить только разницей значений физико-химических свойств подвижной нефти, принятых в модели и значений фактических свойств подвижной нефти, так как параметры коллектора неизменны, а свойства воды хорошо изучены и их значения данной точке пласта могут быть смоделированы достаточно точно. Таким образом, для создания постоянно действующей гидродинамической модели необходимо использовать фактические значения свойств движущихся пластовых жидкостей, находящиеся в различных зонах залежи.

Наиболее слабым местом многочисленных методик расчета изменений значений физико-химических свойств пластовых жидкостей, обусловленных изменением термобарических условий пласта, является неточность информации о значениях термических и барических коэффициентов. Причиной этого являются отсутствие детальных представлений о фактических значениях свойств пластовых жидкостей в той или иной точке пласта. Так как значения физико-химических свойств нефти в каждой зоне отличаются между собой, то и получать барические и термические коэффициенты необходимо отдельно для нефти каждой зоны.

Как показывает практический опыт авторов в области исследований физико-химических свойств нефти в процессе разработки залежи, изменения значений ее свойств, обусловленные внутрипластовой структурой нефти и внутрипластовыми массообменными процессами, на порядок выше, чем изменения значений свойств нефти, связанные с изменением давления и температуры в залежи во время ее разработки.

С помощью существующих экспериментальных методов исследования физико-химических свойств нефти и методов расчета значений ее свойств, приведенных в цитируемых выше работах, имеется возможность получения значений физико-химических свойств:

·  пластовой нефти (с учетом долей и значений свойств всех ее составляющих) для более обоснованного результата подсчета ее запасов;

·  подвижной нефти с учетом динамики изменения ее свойств на период разработки для каждой зоны залежи с целью построения более обоснованной и постоянно действующей гидродинамической модели процесса вытеснения нефти;

·  остаточной нефти каждой зоны залежи для более обоснованного выбора технологии ее извлечения.

Выводы

1.  Необходимо менять нормативную базу и методики по изучению физико-химических свойств нефти из-за имеющихся принципиальных отличий в методах исследования жидких углеводородов в поровом пространстве и в свободном объеме.

2.  Наличие неподвижной части структурированного слоя нефти на поверхности порового пространства ведет к уменьшению его фильтрационного сечения, что необходимо учитывать при гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти.

3.  Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой необходимо проводить с использованием физической модели нефти, соответствующей нефти каждой зоны залежи.

4.  При гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти необходимо использовать зональные значения свойств пластовых жидкостей.

5.  Для создания постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти необходимо использовать функциональные зависимости изменения свойств подвижной нефти.

Список литературы

1.  , Сорокин физико-химических свойств составляющих пластовой нефти в методиках подсчета запасов и расчета процессов нефтеизвлечения. // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, - 2005. - № 6. - С. 34-40.

2.  Sorokin A. V., Sorokin V. D. Information structure of in-situ oil. //ROGTEC, 2007, №8. – pp.12-20.

3.  , Сорокин процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. - Тюмень: Вектор-Бук, 2004. - 237 с.

4.  Мархасин -химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977. - 214 с.

5.  , , Сорокина изменчивости свойств нефти на методику и результаты подсчета запасов углеводородов. // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, - 2005. -№ 5. - С.45-50.

6.  , Сорокин расчета физико-химических свойств пластовой нефти при использовании в подсчете запасов углеводородов. // В сб. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: Вектор-Бук, 2005. № 5. - С.93‑95.

7.  Сорокина значений физико-химических свойств подвижной нефти для моделирования процессов нефтевытеснения. // В сб. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». - Тюмень: Вектор-Бук, 2005. - С.114‑116.

8.  , , Терешина изменения плотности газонасыщенной нефти в процессе разработки залежи. // В сб.: «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири». - Тюмень: СибНИИНП, 1999. - С.122-130.