Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 14 )

где Кн0, К„— объем нефти при давлениях соответственно рп и р, м3.

Величина Р„ зависит от состава нефти, количества растворен­ного в ней газа, пластовой температуры и давления. С ростом пластовой температуры и газонасыщенности нефти Рн увеличивается, а при повышении давления—уменьшается.

Наиболее точные значения коэффициента р„ могут быть получены при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти.

Если известны давление, температура и критические свойства жидкости, коэффициент сжимаемости нефти, недонасыщенной газом (Р™ >Аас)- может быть определен с помощью псевдоприведенных параметров из уравнения:

       (165)

где рн. п.Пр— приведенная псевдокритическая сжимаемость нефти.

Так как рп.,р=р/рп. пр, то н=н. п.пр. /

Значение коэффициента Р„.пр. пр определяется по графику за­висимости его от приведенных псевдокритических давления и тем­пературы (рис. 72). Псевдокритические параметры могут быть рас­считаны с использованием данных о составе нефти, по аналогии с формулами (86) и (87).

Однако для большинства компонентов нефти данные об их критических свойствах отсутствуют. В этом случае А. Трюбе пред­лагает использовать график, приведенный на рис. 72 для нахождения величины.

В интервале значений р. пр>10 все изолинии Tп. пр являются прямыми и имеют постоянный наклон. Для этого участка характерны соотношения

н. п.пр =н        (166)

которые позволяют для определенного значения  Т„ пр снимать с

графика любое значение -н. п.пр

Приведенная псевдокритическая температура Тп. пр для нефти рассчитывается по выражению (88). При этом значения 7п. ц> могут быть определены по данным о давлении насыщения и плотности пластовой нефти (рис. 73).

При отсутствии необходимых экспериментальных исследований проб пластовой нефти в лабораторных условиях для определения коэффициента рн может быть использована зависимость, приведенная на рис. 74. Рассматриваемая зависимость получена в результате статистической обработки анализов глубинных проб нефтей [33] и аналитически выражается в виде уравнения

н =[0.427+(33.1/)+(10210/)]. 10-3

Значения р„ могут быть также рассчитаны экспресс-методом по молекулярной массе пластовой нефти М„.ш с помощью урав­нения

Расчет величины М„.пл ведется по формулам (75), (76). График зависимости $к=/(Мнал), составленный по данным экспериментальных исследований более 300 пластовых углеводородных систем, представ­лен на рис. 75. Среднее относительное отклонение экспериментальных данных от указанной зависимости 12,3%.

При подсчете запасов нефти методом материального баланса величины коэффициента сжимаемости пластовой нефти и объемного коэффициента определяют с учетом начального и текущего пластового давления на уровне середины залежи. Для этого по экспериментальным данным изучения глубинных образцов нефти строятся графики изменения указанных коэффициентов в зависимости от давления (рис. 76) для конкретной залежи или группы залежей нефтяного района. 170

Рис. 76. Зависимость объемного коэффициента Ь (а) и коэффициента сжима­емости В„ (б) нефти верхнемеловой залежи месторождения Брагуны от давления р (по ).

Данные по скважинам: / 39, 2--40, 3- 43, 4- 46, 5 49, 6 — 52, 7-78; 8 — единичные замеры по другим скважинам

Определение объемного коэффициента природного газа

Объемный коэффициент пластового газа ро — отношение объема ипа в пластовых условиях V, пл к объему того же количества газа, который он занимает в стандартных условиях Кг. ст. Величина поемного коэффициента пластового газа может быть определена с помощью уравнения Клайперона — Менделеева, если газ как в пла-II оных, так и в стандартных условиях находится в газообразном состоянии:

коэффициент сжимаемости (сверхсжимаемости) реальных га-" 'и  V  число киломолей газа; /? — универсальная газовая постоянная; Гпл. /'.,, /с,  соответственно давление и температура в пластовых и • 1.пмл|нш,[х условиях.

171

Поскольку для стандартных условий рст/Т„ =0,1033/293 = 0,000352, имеем

'(

=0,000352ZТпл/.        (170)

Определение объемного коэффициента и коэффициента сжимаемости пластовой воды

Извлечение из породы и последующее изучение связанной воды сопряжено с большими трудностями, поэтому о ее свойствах судят, как правило, по свойствам пластовых вод, приуроченных к нефте­газоносным горизонтам. Однако свойства связанной воды и пластовых вод, имеющих различные условия образования, могут различаться. Тем не менее использование некоторых свойств пластовых вод для характеристики связанной воды в практических расчетах считается вполне допустимым ввиду близости термобарических условий, в которых они находятся в пласте.

Объемный  коэффициент пластовой воды А, представляет ' собой  отношение  объемов  воды  в  пластовых  условиях  Уе. пл  и в стандартных Квст:

.        (171)

Величина А, зависит от химического состава, минерализации воды, количества растворенного в ней газа, давления, температуры и для пластовых вод нефтяных и газовых месторождений находится в пре­делах 0,98—1,2.

Объемный коэффициент определяется по результатам лаборатор­ных исследований глубинных проб пластовой воды. При их отсутствии для расчетов могут быть использованы графики на рис. 77. Этот способ определения не учитывает влияния растворенного газа. Счита­ется [34], что для вод большинства нефтяных и газовых месторож­дений это вполне допустимо, так как их газосодержание, как правило, невелико (редко превышает 3 — 4 м3/м3) и его влиянием на величину объемного коэффициента можно пренебречь.

Графики, показывающие изменение А в зависимости от давления, температуры и количества растворенного в воде природного газа приведены на рис. 78 и 79.

При определении Я для заданных значений температур и давлений с помощью графиков на рис. 78 находят объемные коэффициенты пресной дегазированной А, пр. дет и газонасыщенной А, пр газ воды. Затем, используя график на рис. 79, а, определяют поправку а„ на минера­лизацию воды, представляющую собой отношение содержания рас­творенного газа в минерализованной воде Гвмт (м3/м3) к его содержанию в пресной воде Ге1,р (м3/м3):

    (172)

Объемный  коэффициент  минерализованной  газонасыщенной воды для заданных давления и температуры рассчитывают по формуле