Главная -> Словарь

Плотности пластовой

Критическое рассмотрение состояния техники измерения плотности пластовых нефтей, проведенное ранее , обнаружило отсутствие соответствующих приборов, которые могли бы удовлетворить запросы нефтяников не только в области теории, но и практики. Это послужило основанием для создания нового прибора, предназначенного для измерения плотности пластовых нефтей ь широких интервалах изменения давлений и температур . При помощи этого прибора было выполнено измерение плотности большого числа газированных нефтей нескольких нефтеносных районов.

Уже отмечалось, что зависимость плотности пластовых нефтей от давления графически изображается наклонными прямыми. Они описываются простейшими уравнениями вида:

Для сравнения обратимся к значениям плотности этих нефтей, измерен-'иым при температуре 20° С. Плотности этих нефтей равны соответственно 0,8370 * 0,769 г/смЗ. Разница между ними составляет 8,85%. Приведенные данные показывают, что относительные изменения рассматриваемых коэффициентов ^лее значительны, чем соответствующие изменения плотности пластовых неф-рвй. Отмеченные различия в интенсивности изменения можно выразить коли-Щственно.

кых следует, что относительное изменение коэффициента Р в 2,2 раза, а коэффициента р/=о в 1-21 раза больше, чем соответствующие относительные изменения плотности пластовых нефтей. Изложенное выше относится к пластовым нефтям разных месторождений. Для более обстоятельного исследования этого вопроса были рассмотрены аналогичные данные, относящиеся к нефти одной залежи. С этой целью были выбраны произвольно указанные выше три нефтяные залежи, по которым имеются данные по наибольшему числу скважин.

Выше отмечалось, что рассматриваемые коэффициенты имеют ясный физический смысл. Из них первый является термическим градиентом плотности пластовой нефти, а второй — плотностью этой нефти при нулевой температуре. Полученные данные показали, что для одной залежи оба названных параметра изменяются примерно с той же интенсивностью, что и плотность пластовой нефти. Для нефтей разных залежей наблюдается иная картина. В этом случае ' интенсивность изменения этих параметров значительно больше, чем изменение плотности пластовых нефтей.

1. Черченко Г. В. Исследование изменения плотности пластовых нефтей Среднего Поволжья от глубины их залегания и геологического возраста вмещающих пород. Труды Гипровостокнефти, вып. I. M, Гостоптехиздат, 1958.

4. К а п т е л ь О. И. Теоретическая разработка поплавкового метода измерения плотности пластовых нефтей. Труды Гипровостокнефти, вып. III. M, Гостоптехиздат, 1961.

В первом случае исходные данные о кажущейся плотности газа были получены по экспериментальным кривым, а во втором — по кривым Каца . Результаты этих расчетов были сопоставлены со значениями плотности пластовых нефтей, полученными экстраполяцией на давление 1 кГ/см2 данных непосредственных измерений при температуре 20° С. Следует отметить, что зависимость плотности пластовых нефтей от давления в исследованном интервале практически можно считать лин'ейной. Поэтому такая экстраполяция является достаточно надежной. Проведенное сравнение показало, что максимальное отклонение расчетных данных от экспериментальных для первого случая оказалось равным 3,09%, а для второго — 3,42%. При этом средняя арифметическая относительная погрешность, равная сумме абсолютных величин относительных погрешностей отдельных измерений, деленной на число измерений, составила соответственно 0,61 и 0,77%.

Расчет плотности пластовых нефтей при давлении 1 кГ/см2 и температуре 20° С по компонентному составу показал, что для подавляющего большинства нефтей погрешность расчета плотности нефти уменьшается с заменой кажущейся плотности метана на 0,33 г/см3. Особенно это заметно для пластовых нефтей, в которых содержание метана более значительно, чем в частично раз-газированных нефтях. Среднеарифметическая погрешность расчета для всех нефтей уменьшается с 0,61 до 0,47%. Таким образом, расчет плотности газонасыщенной нефти по ее составу по точности близок к расчету по кажущейся плоть-ости газа, но по сложности значительно его превосходит.

Термические градиенты плотности пластовых нефтей Западной Сибири были определены по результатам измерения зависимости плотности этих нефтей от температуры .

По принятой методике расчета плотности газированных нефтей при заданных давлениях и температуре требовалось знать величину температурной поправки, которая вычиталась из экспериментального значения — плотности этой нефти, полученного для заданного давления и температуры 20° С. Эта поправка представляла собой произведение термического градиента плотности. на разность температур пласта и 20° С. С этой целью термические градиенты определялись как по экспериментальной кривой, так и по диаграмме Стендинга. Из сравнения расчетных данных с экспериментальными выяснилось, что значения плотности пластовых нефтей, рассчитанные по Стендингу, меньше экспериментальных данных. Средняя величина этих отклонений оказалась равной 0,67%. Причина наблюдаемого расхождения между экспериментальными и литературными данными пока не ясна и требует выяснения в последующий период.

а нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения 0,8730 г/см3, т. е. второе значение превышает первое на 0,1304 г/см3, или в 1,17 раза. Остальные исследованные нефти по величине плотности занимают промежуточные положения. Характерно, что в исследованном интервале давлении рассматриваемая зависимость имеет линейный характер. Графическое изображение полученных данных при исследовании нефти пласта БП Усть-Балыкского месторождения приведено на рис. 1 в виде наклонной прямой. Такой характер зависимости наблюдается для всех исследованных нефтей. Однако прямые, полученные для этих нефтей, различаются между собой углами наклона к оси абсцисс. Это свидетельствует о различной интенсивности воздействия рассматриваемого пара: 1етра на плотность разных нефтей. Для получения сравнимых данных об интенсивности этого воздействия были рассчитаны изменения плотности пластовой нефти при изменении давления на одну атмосферу .

Рис. 1. Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от давления при температуре 20° С.

С этой целью сопоставим барический градиент плотности пластовой нефти с самим этим свойством по интенсивности изменения в пределах залежи. Для этого выберем произвольно следующие три залежи: пласт Б1 Усть-Балыкского месторождения, пласт БУШ Мегионского месторождения и пласт БУШ Совет-ско-Соснинского месторождения. Воспользуемся данными о плотности пластовой нефти, полученными при давлении 300 кГ/см2. Они показывают, что для первой залежи плотность нефти меняется от 0,8165 до 0,8610 г/см3, т. е. на 0,0445 г/см3, или на 5,5%. В то же время барический градиент плотности этой нефти меняет свои значения от 5,6 • Ю~6 до 6,0 -10~6 г/см3 • к,Г • см2, т. е. на 7,15%.

Для второй выбранной залежи имеем соответственно 2,1 и 4,1%. Наконец, для третьей залежи плотность нефти меняется на 2,5%, а ее барический градиент на 6,25%. Таким образом, во всех трех случаях изменение барического 'радиента плотности пластовой нефти значительно выше, чем изменение свойства. Поскольку залежи были выбраны произвольно, то можно полагать, что это соотношение будет иметь место и на других залежах.

где Рр — плотность пластовых нефтей при давлении р\ а, Рр=о — коэффициенты. В этом уравнении коэффициент а, характеризующий угол наклона прямой Рр =f, определяется интенсивностью изменения плотности пластовой нефти под влиянием давления, т. е. является барическим градиентом плотности. Численное значение этого параметра может быть получено из выражения

Очевидно, правая часть выражения представляет собой отношение изменения плотности пластовой нефти к соответствующему интервалу давления.

где pt — плотность пластовой нефти при заданной температуре /; р\ (=о коэффициенты, имеющие физический смысл. Из них коэффициент а, характеризующий угол наклона прямой, является термическим градиентом плотности пластовой нефти.

Рис. 4. Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от температуры при давлении 300 кГ/см3.

На каждой из этих залежей были выбраны две скважины, по которым значения плотности пластовой нефти имеют наибольшие различия. После этого были сопоставлены относительные изменения плотности пластовой нефти с соответствующими изменениями рассматриваемых коэффициентов.

Выше отмечалось, что рассматриваемые коэффициенты имеют ясный физический смысл. Из них первый является термическим градиентом плотности пластовой нефти, а второй — плотностью этой нефти при нулевой температуре. Полученные данные показали, что для одной залежи оба названных параметра изменяются примерно с той же интенсивностью, что и плотность пластовой нефти. Для нефтей разных залежей наблюдается иная картина. В этом случае ' интенсивность изменения этих параметров значительно больше, чем изменение плотности пластовых нефтей.

Вероятно, величины сравниваемых параметров обусловлены составами нефтей. Термический градиент плотности пластовой нефти и плотность этой нефти при нулевой температуре в отличие от плотности пластовой нефти, измеренной с помощью приборов, отчетливо показывают, что в пределах залежи состав нефти меняется не так существенно, как в нефтях разных залежей. Поэтому при известных условиях первые два параметра могут иметь существенные преимущества перед плотностью пластовой нефти.