CC BY
17
ИЗВЕСТИЯ
ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА ИМ1ЕНИ С. М. (КИРОВА
Том 252 1975
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА А-Х ЮЖНО-ЧЕРЕМШАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Л. А. ПУХЛЯКОВ, Г. Н. ЧЕРТЕНКОВА
(Представлена профессором А. В. Аксариным)
Нефтяная залежь Южно-Черемшанского месторождения Томской области приурочена к пласту А-Х (киялинская свита). Пластовое давление в ней ра(вно 222,7 ати, пластовая температура 73°С. Нефть этого месторождения для исследования физических свойств была отобрана из скважины 335 (интервал перфорации 2170—0180 м) и доставлена ® лабораторию физики нефтяного пласта Томского политехнического института в контейнерах. Исследование проводилось на установке по исследованию пластовых нефтей УИПН-12М по методике, изложенной В. Н. Мамуной и др. [1].
По физическим свойствам нефть Южно-Черемнланокого месторождения несколько отличается от нефтей других месторождений Томской области. В частности, газосодержание в ней является одним из наиболее низких и, будучи отнесенным к единице объема, равно 40,93 см^см?
Довольно низким является и давление насыщения—61 ати (табл.). Из исследованных авторами нефтей Томской области ни одна не имеет такого низкого давления насыщения. Меньшее давление насыщения ¡было получено В. В. Чертовьим и его сотрудниками у нефти Весе-ловского месторождения (55 ати), однако месторождение это находится в Новосибирской области. Обычно же нижний предел данного параметра для нефтей Томской Области лежит ¡на уровне 73 ати — Ключевское месторождение [6] или 74 ати.
Довольно низким для нефти Южно-Черемшанского месторождения является и объемный коэффициент— 1,247 (табл. 1). Более низким этот параметр является лишь у нефти Ключевского -месторождения — '1,221 [6] и Средне-Нюрольского месторождения—1,177. У нефтей прочих месторождений он выше. Например, у нефти Лупинецкого 1,297.
Удельный вес разгазированной нефти Южно-Черемшанского месторождения 0,835 г/сж3 (табл. 1) является примерно таким же, как и у нефтей других месторождений Томской области. Точнее, величина его занимает ¡промежуточное положение между наиболее низкими и наиболее высокими значениями данного параметра.
Коэффициент сжимаемости нефти Южно-Черемшанского месторождения, как и у нефтей других месторождений, не остается постоянным. Он увеличивается по мере приближения давления к давлению насыщения (табл. 2). Среднее значение его равно 12,31 • 10"5 1 ¡ат.
В результате ступенчатого разгазирования нефти Южно-Черемшанского месторождения установлено, что основная масса попутных газов
Таблица 1
Основные физические ¡свойства нефти Южно-Черемшанского месторождения (скважина 335, горизонт А—X, интервал перфорации 2170—2180л()
Параметры Единицы изменения Проба М» 1 Проба № '2 Средние значения
Дата отбора пробы 13.03.70 13.03.70
Давление насыщения ати 62 60 61
Коэффициент сжимаемо-
сти нефти 10 ~H¡üT 12,45 12 <17 12,31
Г азосоде р ж ани е, отне
сенное к единице веса мъ! т 51,99 46,55 49,27
Г аз ос о держ аии е, отне -
сеяное к единице объема м3/м3 43.46 38,41 40,93
Объемный коэффициент 1 1,243 1,252 1,247
Усадка % 19.55 20,13 19,84
Плотность нефти в по-
верхностных условиях г/см3 0,836 0,834 0,835
Плотность нефти в пла-
стовых условиях с'¡СМ* 0,718 0,706 0.712
Средняя плотность по-
путного таза г ¡литр 1,298 1,30*1 1,300
Средний коэффициент
¡растворимости газа см*/см3-ат. 0,701 0,640 0,670
Вязкость нефти в пла-
стовых условиях сантипуазы 0,70 0,69 0,695
Вязкость сепарированной
нефти в поверхностных
(УСЛОВИЯХ сантипуазы 4,99 4,95 4,97
Конечная температура °С 2ГС 17°С
Конечное давление мм рт. ст. 740 751
Дата завершения ана-
лиза 10.04.70 18.04.70
начинает выделяться при 32 ати, и пр.и 22 ати выделяется около половины его, что видно на примере разгазиравания первой пробы (табл. 3). Результаты разгазирования второй ¡пробы являются аналогичными и потому в статье не приводятся.
Состав попутного газа, выделяющегося при однократном разгази-ровании нефти Южно-Черемшанского месторождения, остается примерно так и м же, как и у нефт-ей других месторождений Томской области. Доля метана в нем является сравнительно небольшой и составляет 41,7 объемных процентов. На втором месте стоит пропан— среднее со держание 20,8 объемных процентов, на третьем — нормальный бутам
" Таблица 2
Коэффициент сжимаемости нефти Южно-Черемшанского месторождения
1 !итервалы исследования, ати Коэффициент сжимаемости 10 ° 1|ат
1 проба '2 проба
222,7—200 6,19 10,21
200 —120 14,15 '10.28
1-20 -100 19,6.1 13,03
100 - 80 19,86 19,28
Среднее значение
в пределах 222,7- -80 12,45 12,17
— 10,1 объемных процентов. Доля этана сравнительно невелика — 7,5 объемных ¡процентов (табл. 4).
Особое внимание авторами было уделено исследованию вязкости нефти. Исследовалась сначала совершенно неразгазированная нефть (табл. 5), а затем частично разгазированная. При этом разгазирование производилось сначала при давлении 60 ати, затем при давлении 20 ати и, наконец, при давлении 10 ати (табл. 6). Определение вязкости производилось при давлениях 222,7 ати (пластовое давление), 200 ати, 100 ати и некоторых других и температурах: 20°С, 40°С, 60°С и 73°С (пластовая температура).
При изменении температур и давлений вязкость нефти Южно-Че-ремшажжого месторождения изменяется примерно так же, как и вязкость нефтей Северного и Стрежевого месторождений. С повышением температуры она закономерно уменьшается (табл. 5 и 6). Того явления, которое отмечалось авторами при изучении вязкости нефти Ключевского месторождения и заключалось в том, что на некотором интервале вязкость нефти с повышением температуры не уменьшалась, а увеличивалась [2], здесь не наблюдалось. Однако сравнивая между собою значения вязкости при температурах 60°С и 70°С, нетрудно видеть, что
Таблица Э
Результаты ступенчатого ;разгазирования первой пробы нефти Южно-Черемшанского месторождения
Номера ступеней.
Давлении ступеней, ати
Температура,
1°, С
Количество газа на единицу объема нефти,
ж3/
в растворе
свооодного
Коэффициент растворимости газа, 3/ -Л
МЛ1 лг
ат
Плотность газа, г\литр
Объемный коэффициент нефти
Пластовое давление ■222,7 73 37,69 _. — — 1,243
Давление насыщения 02 73 37,69 0 0,590 — 1,264
1 ступень 40 73 34,93 2,76 0,832 1,042 1,2154
2 ¡ступень 32 73 30.93 6,76 0,910 1,050 а, 288
3 -ступень 22 73 19,70 17,99 о ;т 11Л22 1,221
4 ступень 12 73 116,70 21,99 1 Д2'1 11,175 1,201
5 ступень .1 73 0,0 37,69 — 1,731' 1,172
6 ступень •1 20 0,0 37,69 — - 1,000
Таблица 4
Состав попутного газа, выделившегося из нефти Южно-Черемшанского месторождения в результате однократного разгазирования
Компоненты Первая проба, объемные проценты Вторая проба, объемные проценты
с воздухом без воздуха с воздухом без воздуха
Водород 0,05 0,05 Следы Следы
Метан 39,94 42,42 36,42 40,93
Этан 6,82 7,24 6,94 7,79
Пропан 18,37 '19,52 19,14 22,07
Изо-бутан 3,59 3,76 3,40 3,82
Нормальный бутан 9,49 10,08 9,05 10/17
Изо-'пентан 1,87 1,98 1,77 1,99
Нормальный .центам 2Л5 2.29 2,07 2,33
Гексан 0,78 (\83 1,25 1,40
Гелий 0,01 0,01 _
Углекислый газ 0,64 0,68 1,37 1,54
Кислород 11 ;24 — 2,87
Азот 1-го типа 6,10 1,57 2,13 __
Азот 2-го типа 9.00 9,5« ! 3,09 7,96
Таблица о
Результаты исследования вязкости нефти Южно-Черемшанского месторождения в неразгазнрованном состоянии
Давление, при котором велось исследование, ати Вязкость н сантипауэах при различных температурах н давлениях
20- С | 40 С 7,4 С
22-2,7 0,83 0,74 0,69 0,69
200 0,82 0,73 0,67 0,64
100 0,73 0,71 0,63 0,60
Таблица 6
Результаты исследования вязкости нефти Южно-Черемшанского месторождения в частично разгазнрованном состоянии
Давление разгазирования, ати Давление, при котором определялась вязкость, ати Вязкость в сантипуазах при различных температурах и давлениях
же 40 С 60 С 7.ТС
60 222,7 0,8в 0,78 0,63 0,62
200 0,86 0,70 0,60 0,62
100 0,85 0,63 0,59 0,57
60 0,83 0,62 0,57 0,56
20 222,7 0,91 0,72 0,64 0,65
200 0,92 0.71 0,63 0,63
100 0,84 0,68 0,62 0,56
30 0,67 0,58 0,52 0,50
10 222,7 1,42 0,86 0,77 0,74
200 1,36 0,83 0,76 0,72
100 1,23 0,83 0,68 0,69
20 из 0,73 0,66 0,66
они почти одинаковы. Таким образом, кривые вязкости на этом участке должны быть горизонтальными.
Ранее авторами было установлено, что частично разгазировашше нефти по вязкости мало отличаются от неразгазированных и в значительной мере отличаются от полностью разгазированных, что рекомендовалось использовать для повышения производительности нефтепроводов [3]. Аналогичное явление наблюдалось и при исследовании вязкости нефти Южно-Черемшанского месторождения. Так, нефть, разга-зированная при давлениях 60 и 20 ати, при пластовом давлении (222,7 ати и пластовой температуре (73°С), имеет даже меньшую вязкость, чем неразгазированная нефть. И только после разгазирования при 10 ати она приобретает вязкость несколько большую, чем вязкость не-разгазироваеной нефти.
Гораздо отчетливее потеря газа на вязкости оказывается при температуре 20°С. Здесь каждое новое частичное разгазирование приводит к новому повышению вязкости. И все же это повышение не идет ни в какое сравнение с тем повышением вязкости, которое дает полное раз-газирование. На самом деле совершенно неразгазироваиная нефть при 20°С имеет вязкость 0,183 сантипуаза (табл. 5), а разгазированная при 10 аш при той же температуре имеет вязкость 1,42 сантипуаза '(табл. 6). В то же время полностью разгазированная нефть при 20°С имеет вязкость 4,97 сантипуаза (табл. 1). Таким образам, в 'первом случае (при частичном разгазировашш до 10 ати) вязкость выросла в 1,72 раза, а во втором (при полном разгазировашш)—в 3,5 раза.
Для определения проницаемости пласта А-Х Южно-Черемшанско-го месторождения были использованы прежде всего следующие физические свойства нефти: объемный коэффициент, который оказался равным 1,247, сжимаемость нефти 12,31-Ю-5 Цат и вязкость неразгазиро-ванной нефти в пластовых условиях, которая оказалась равной 0,695 сантипуаза; а также данные, полученные бригадой по испытанию скважин в процессе вызова притока: 1) при первом режиме (диаметр штуцера 5 мм) забойное давление 216,7 ати, приток в поверхностных условиях 62 мъ\сут.\ 2) при втором режиме (диаметр штуцера 8 мм) забойное давление 209,5 ати, приток 141 мъ\сут.\ 3) при третьем режиме (диаметр штуцера 10 мм) забойное давление 204,1 ати, приток 200 мг/сут 4) при четвертом режиме (диаметр штуцера 8 мм) забойное давление 209,7 ати, приток 140 мъ\сут.\ 5) при пятом режиме (диаметр штуцера 5 мм) забойное давление 2:16,7 ати, приток 63,7 мг/сут. 'Мощность вскрытой части пласта 1000 см (40 м). Диаметр долота 73/4 дюйма (190 мм), отсюда радиус скважины перед спуском обсадной колонны (г) — 9,5 см. Число отверстий в указанном интервале 150, радиус отверстия 0,5 см, глубина канала при отверстии у принимается равной нулю. Радиус влияния скважины (/?) принят равным 10000 сж (100 л«).
Расчет производился по ранее выведенным формулам [<5]
Я„л-Язав = -^(0л, + 0*). .(1)
2 лкп
где Рпл и Рза6—шластовое и забойное давления в ати, ц —вязкость нефти в пластовых условиях в сантипуазах, к — проницаемость пласта в да-рси, п — число отверстий в колонне, <2„л —приток нефти в скважину в пластовых условиях, определяемый по формуле
д 1000000 0 „он Ь
"" 86400
Ъ — объемный коэффициент нефти, равный 1,247,
С\ —геометрическая характеристика зоны влияния отверстий, определяется по формуле
1п 1п +0,0625 ^=^ (3)
у (у 4-5) Я, г+у 1+у [г+у)2
где у — глубина канала при отверстии в см, К — радиус отверстия и канала при нем в см, г — радиус скважины перед спуском обсадной колонны в см и 5 — радиус влияния отверстий, который при высокой плотности перфорации определяется по формуле
5=0,5 |/ (4)
А — мощность перфорированной части пласта.
—геометрическая характеристика зоны плоско-радиального потока, определяемая по формуле
(5)
где Н — полная мощность пласта в см и /? — радиус влияния скважины в см.
Параметр этот при первом режиме рассчитывается по формуле
%2= -тгб- > (6)
л т а Н у '
где V— суммарный объем нефти или другой жидкости, отобранной из скважины в процессе ее испытания на первом режиме, в см3, в нашем случае 86978 тыс.-см3, т—пористость пласта в долях единицы, в нашем
Случае 0,19, а — сжижаемость нефти или другой жидкости в 1/аг, — депрессия на пласт на внешней границе зоны влияния отверстий, определяемая по формуле
(7)
При втором, третьем и последующих режимах радиус влияния скважины рассчитывается подформуле
У?2-2,25 х/, (8)
где х — пьезопроводность пласта, определяемая из данных по первому режиму, I — время работы скважины на данном режиме.
В результате расчета по формуле (2) были получены следующие притоки нефти в пластовых условиях: при первом режиме 894,84 сл13/сек, при втором режиме 2035,035 см^/сек, при третьем режиме 2886,57 смъ\сек, при четвертом режиме 2020,605 смъ!сек. и при пятом режиме 919,38 см^/сек.
Результаты прочих расчетов сведены в таблицу 7.
Таблица 7
Результаты определения проницаемости пласта А—X Южно-Черемшанского нефтяного месторождения по притокам на установившихся режимах
3 Притоки В скважину в Время работы сква- К Я ■е-5 Радиус влияния скважины
пластовых жины на о О. на данном
о и Сц условиях, данном режиме, час. s-o 3 О CQ . режиме, см
Е см1 сек с йи
01 Н О, "Ч
=4 О Я н
Геометрическая хар-ка
зоны плия-иия отверстий,
1 см
зоны плоскорадиального потока, 1 см
Суммы геометрических характеристик, 1 см
Эффектив-, ные проницаемости,
мд
1 6,0 894,8 27 86978 '9278 .1,0754 0,91104 1,9858 218,4
2 Щй 2035,0 12 1111'161 0,9379 2.0113Э (228,9
3 ■1-8,6 2)886,6 5 11844 0,9469 2,0223 23И,4
4 >1)3,0 2020,6 6 110026 О,95в0 2,013(19 0312,9
5 6,0 919,4 24 15360 0,9859 2,0613 232,9
Средняя проницаемость по всем режимам 228,9 миллидареи.
Далее, в соответствии с методикой [5], была определена проницаемость удаленных от забоя незаглинизированных зон &нз. При этом в качестве исходных данных были взяты средние эффективные проницаемости по трем первым и двум последним режимам 226,2 и 232, 9 миллидареи и соответствующие им суммы геометрических характеристик 2,0071 и 2,0466 {¡см. После ^подстановки их в соответствующую формулу они дали
к,
■232,9 • 2,04¡6I6—2.2J8,12 -2,0071
22,647 0,0306
= 573,3 мд.
(9)
2,0406—2,0071
Таким образом, за счет глинизации в процессе вскрытия проницаемость пласта уменьшилась 'в 2,505 раза.
ЛИТЕРАТУРА
1. В. Н. М а м у н а, Г. Ф. Т р с б и н, Б. В. Улья некий. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. ГООИНГГИ, 1960.
2. Л. А. Пухляков, Г. Н. Черте и ков а. О вязкости нефти Ключевского месторождения Томской области в пластовых условиях. Известия ТПИ, т. 218, 1970.
3. Л. А. Пухляков, Г. Н. Чертенкова. Новый метод повышения производительности нефтепроводов. Известия ТОЙ, т. 217, 19711.
4. Л. А. П у х л я к о в. Определение проницаемости пласта по притокам в скважину на установившихся режимах. Известия ТПИ, т. 177, 1971.
15. Л. А. Пухляков. Методика определения проницаемости пластов в незаглинизированных зонах по результатам исследования скважин на установившихся режимах. Информационный листок № 100—-74. Томский межотраслевой территориальный |ЦНТИ, 1974.
6. Г. Н. Чертенкова. Коэффициент сжимаемост-и и объемный коэффициент нефти Ключевского месторождения Томской области. Известия ТПИ, т. 218, 1970.
