Некоторые данные о проницаемости пласта и физических свойствах нефти Озерного месторождения Томской области Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ИЗВЕСТИЯ ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА

Том 260 19 7 6

НЕКОТОРЫЕ ДАННЫЕ О ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА И ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ НЕФТИ ОЗЕРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Н. В. КО.ПТЯЕВ, Г. И. ЧЕРТЕНКОВА

(Представлена научным семинаром кафедры горючих ископаемых)

Прежде чем ставить вопрос об определении проницаемости пласта Ю-1 на Озерном месторождении, авторами были исследованы физические свойства нефти данного месторождения в пластовых условиях. Исследование проводилось на установке по исследованию пластовых неф-тей УИПН-2М, снабженной вискозиметром высокого давления ВВДУ-1. Определение велось по методике, описанной В. Н. Мамуной и др. [1]. Результаты этого исследования приведены в табл. 1.

Таблица 1

Физические свойства нефти Озерного месторождения Томской области в пластовых и поверхностных условиях. Нефть отобрана из скважины 71 при пластовом давлении 263,5 ати, и пластовой температуре 96° С. Интервал перфорации 2550 —

2580 м

Параметры, единицы измерения Проба № 1 Проба № 2 Средние значения

1 2 3 4

Дата отбора пробы 18 июля 1970 18 июля 1970

Давление насыщения, ати 98 99 98,5

Коэффициент сжимаемости нефти, 10~5 1/ат 15,77 15,81 15,79

Газосодержание, отнесенное к единице веса, ж3/г 110,25 112,05 111,15

Газосодержание, отнесенное к единице объема, ж3/ж3 92,28 93,78 . 93,03

Объемный коэффициент 1,248 1,245 1,246

Усадка нефти, % 19,87 19,68 19,77

Плотность пластовой нефти, г/сж3 0,763 0,766 0,765

Плотность сепарированной нефти, г/сж3 0,837 0,836 0,836

Плотность газа, г\л 1,251 1,250 1,250

Вязкость неразгазированной нефти в пластовых условиях (при давл. 263,5 ати и температуре 96° С) в сантипуазах 0,65 0,65 0,65

3. Известия ТПИ, т. 260.

Вязкость сепарированной нефти в поверхностных условиях в сантипуазах

Средний коэффициент растворимости газа, см3/см?-ат

Конечная температура сепарации

Конечное давление сепарации, мм рт. ст.

Дата завершения анализа

5,01 5,04 5,02

0,942 0,947 0,944

20° С 20° С

750 752

1.10.70 г. 16.10.70 г.

Особое внимание авторами было уделено определению вязкости нефти. Первоначально параметр этот был исследован у неразгазирован-ной нефти при различных давлениях и температурах. Результаты данного исследования приведены в табл. 2. Затем проводилось исследова-

Таблица 2

Результаты исследования вязкости нефти Озерного месторождения в неразгазированном состоянии

Давления, при которых определялась вязкесть

Вязкость в с-пуаз при различных температурах

96°С

70°С 50°С 30°С 20°С

265 ати 200 ати 150 ати 110 ати

0,65 0,63 0,61 0,60

0,69 0,68 0,67 0,66

0,75 0,73 0,72 0,72

0,89 0,85 0,83 0,80

0,98 0,94 0,90 0,87

кие этого параметра у частично разгазированной нефти. Разгазирова-ние производилось при давлениях сначала 50, а затем 10 ати, и вязкость определялась сначала при 60, а во втором случае при 12 ати (табл. 3).

ТаблицаЗ

Результаты исследования вязкости нефти в частично разгазированном состоянии

Давления раз- газирования, ати. Давления, ири которых определялась вяз-1 кость, ати Вязкость в с-пуаз при различных температурах

96° С 70 ГС 50СС 30сс|20,:с| 15е

50 60 0,69 0,75 0,88 1,02 1,16 10 12 0,42 0,53 0,70 0,90 0,91

Л4

Состав попутного газа нефти Озерного месторождения определялся работницей кафедры технологии топлива химико-технологического факультета В. Ф. Кузнецовой. Результаты этого исследования приведены в табл. 4.

По физическим свойствам нефть Озердого месторождения почти не отличается от нефтей других месторождений Томской области. В частности, вязкость ее в пластовых условиях оказалась равной 0,65 с-пуаз. У нефти Ключевского месторождения она равна 0,8909 с-пуаз [2], у нефти Оленьего месторождения — 0,74 с-пуазу яефти

Таблица 4

Результаты анализа газа, выделившегося при дегазации нефти Озерного месторождения в объемных процентах

Название газа Первая прсба Вторая проба

Метан 59,63 52,04

Этан 6,72 7,88

Пропан 14,03 18,53

Изо-бутан 3,22 4,06

Нормальный бутан 7,97 . 9,57

Иэо-нентан 2,08 2,37

Нормальный яентан 2,33 2,61

Гексан 1,54 1,44

Азот 1,34 0,37

Углекислый газ 1Д4 1,13

Первомайского — 0,77 с-пуаз, у нефти Северного — 0,74 с-пуаз, у нефти Стрежевого — 0,69 с-пуаз [3].

Кроме физических свойств нефти, для определения проницаемости пласта были использованы данные, полученные в процессе бурения и испытания скважины, а именно: диаметр скважины перед спуском обсадной колонны (диаметр долота) 190 мм (отсюда расчетный радиус скважины г 9,5 см), интервал перфорации 2550—2580 м, длина фильтра 3000 см (30 м), число отверстий в фильтре п 465, пластовое давление Рдл. 263,5 ати. Величины забойных давлений и соответствующие им притоки в скважину приведены в табл. 5. Средний радиус отверстий в колонне К был принят равным 0,5 см.

Расчет производился в соответствии с методикой, изложенной ранее [4], и заключался в следующем:

1. Определялась мощность пласта на одно отверстие

,, зооо

см\

2. Определялся радиус влияния отверстий 5. При этом, поскольку мощность пласта на одно отверстие (6,4516 см) меньше диаметра скважины (19,0 см), расчет производится через площадь на одно отверстие, т. е. по формуле

5 = 0,5 / 2пгк\ (1)

подставляя в которую соответствующие величины, получаем

3 — 0,5 /2-3,14-9,5-6,4516 = 0,5 у 385,0994 = 9,812 см.

Из полученных данных видно, что в рассматриваемом случае радиус влияния отверстия (9,812 см) меньше диаметра скважины (19 см). Таким образом, для расчета параметров притока здесь необходимо использовать формулу высокой плотности перфорации [4, формула 16] которую можно записать в следующем виде:

Рпл — Аав = —Л.— Ь + 0,0625 — -0,0117187 +

2лк у л 5 г X г2 г3

+ 0,0026042-^—0,0007935-4- + 0,0002075-^- 0,0000610-4" + А- 1п— Ь (2) г4 г5 г6 т и г+я / 4 '

О) СО о

ю ю ьо ю

^ 00 ^ л

<1 50 о

<1 со со о

и ^ оо Ю СП со р СО со ьо сл

сл со со со

СО N1 О! о

о о Л. о

н- р £0

<1 05

со со со со

со со СО ь-1

ьо ьо

^ СО И

со ^ о

со со со со

ЬО ЬО СО СО СО СЛ со

со о о

Интервал

к перфора-

ции

Длина

к фильтра

^ Диаметр

к скважины

Общее

число от-

верстии

Пластовое

Я давление

к Диаметры

к штуцеров

а а Забойные

«з £ давления ■

Депрессии

§ на пласт

к Дебиты сква-

жин общие в

поверхност-

3 ных условиях

Притоки

к на одно от-

со верстие в

пластовых

условиях

Объемный

коэффици-

ент нефти

Вязкосгь неф-

ти в пласто-

вых условиях

сг й Проница-

Г5 ^ емость

пород

ы я

э «

о

о ^

В 8

Ш 8

Я о

ф я ф

Ой

03 а

^ В

а а о -

о *т$

ш I

ф я ф £1

Н Р ф

г

о о н

к

д о

§ 5

где

Рпя и Ааб — пластовое и забойное давления в ати;

Qi — приток в скважину в пластовых условиях на одно отверстие в смг/сек\ ' ' ': :

к ■— проницаемость пласта в дарси;

R — радиус влияния скважины, который в рассматриваемом случае можно принять равным 10000 см (100 м). Остальные параметры приведены выше.

Скважина 71 Озерного месторождения испытывалась на нескольких режимах. При первом из них (диаметр штуцера 4 мм) забойное давление было равно 252,7 ати, а полный приток в скважину в поверхностных условиях 58,0 мг\сут. Для определения величины притока в пластовых условиях на одно отверстие используется формула

п Q-b-1000000 ^ (3)

^ ~~ /¿86400 '

где

Q — общий приток в скважину в поверхностных условиях в мг\сут (разный при разных режимах);

b — объемный коэффициент нефти, который в рассматриваемом случае оказался равным 1,246 (табл. 1);

п — число отверстий в фильтре (в данном случае 465) ;

1000000 — коэффициент, выражающий число см3 в ж3;

86400 — коэффициент, выражающий число сек. в сут. Подставляя приведенные величины в формулу (3), находим, что интересующий нас приток в скважину на одно отверстие при первом режиме выразился соотношением

0^68,0-1,246-1000000=1 798784 смг1сеКш 465-86400 1

Считая аналогичным образом, находим, что при втором режиме (диаметр штуцера 6 мм) он оказался равным 2,791217 смг/сек, при третьем режиме (диаметр штуцера 8 ми)—4,199231 смъ\сек, при четвертом режиме (диаметр штуцера 6 мм)—2,6981764 см^/сек и при пятом режиме (диаметр штуцера 4 мм) — 1,798784 смг/сек (как и при первом режиме).

Подставляя в выражение (2) величины, относящиеся к первому режиму, получаем

ом к 0-0 7 1*7988 »0,65 f_1 _ 1 „ 0,25 , 9,812 ■ 00figg 9,812 — 0,5 _

263,5 - 2o2,7=2.3îI416iiCi w — ln _ +0,0625 ^

- 0,0117187 96'275~°'2i +0,0026042 944'65-- 0,0007935 9268'9 + 0,0002075 -

857,37 ' 8115 77378 735^92

_0)000061_89236^+_Х_ ы 10000 ^

6983374 6,4516 9,5+9,812 ] или после соответствующих преобразований

10,8= Л7988 (2,0 — 0,101916 — 0,078342 + 0,006449 — 0,001312 + 0,000302 9,6666 к\

— 0,000095 + 0,000026 — 0,000008 + 6)2496 ,

6,4516

1 7988

10,8= 9^666Ki -(1,825104+Д,96869),

откуда проницаемость выражается соотношением

1 7988

Щ = g 555. ю з • 2,793794—0,048137 дарси,

или 48,1 миллидарса.

Считая аналогичным образом, получаем для второго режима 34,3 миллидарси, для третьего — 33,5 миллидарси, для четвертого — 32,9 миллидарса и для пятого также 32,9 миллидарси (табл. 5). Среднее значение этого параметра по всем режимам 36,34 миллидарси.

ЛИТЕРАТУРА

1. В. Н. Мам у на, Г. Ф. Требин, Б. В. Ульянинский. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. ГОСИНТИ, 1960.

2. JI. А. Пухляков, Г. Н. Чертенкова. О вязкости нефти Ключевского месторождения Томской области в ¡пластовых условиях. (Изв. ТПИ, т. 218, 197il.

3. JI, А. 'Пухляков, ¡Г. Н. Ч е р т е н к о в а. ¡Новый метод повышения производительности нефтепроводов:. Изв. ТПИ, т. 217, 10711.

4. Л. А. Пухляков. Вывод формулы притока в гидродинамически несовершенную окважину. Изв. ТПИ, т. ¡20,1,11072.