С началом гидродинамического воздействия на пластовую нефть она неизбежно разделяется на две составляющие: подвижную нефть, которая может быть добыта в процессе разработки залежи, и остаточную нефть, которая остается в залежи в силу различных причин. Из многочисленных публикаций [2,3] известно, что свойства подвижной и остаточной составляющих пластовой нефти могут сильно отличаться друг от друга. Из-за сложившейся практики в процессе исследований физико-химических свойств пластовой нефти участвует только ее подвижная составляющая (отбор проб пластовой нефти), свойства же остаточной нефти практически не изучены. На данном этапе развития исследователи могут только моделировать остаточную нефть, расчетными методами получать значения ее свойств и компонентного состава.
Надо разделять понятия «пластовая нефть» и «подвижная нефть», потому что «подвижная нефть» является частью «пластовой нефти» и между ними наблюдаются разные значения их физико-химических свойств. При информационном обеспечении процесса добычи нефти необходимо учитывать различия между свойствами «пластовой нефти» и «подвижной нефти», так как техногенное воздействие оказывается в целом на «пластовую нефть», а добывается только ее часть — «подвижная нефть».
С началом техногенного воздействия на пласт начинаютcя процессы перераспределения компонентов между подвижной и остаточной составляющими пластовой нефти. Пластовая нефть выходит из начального состояния термодинамического равновесия, характеризующегося определенными значениями внутренней энергии системы: пластовая жидкость – поверхность коллектора.
Под техногенными процессами в данном случае понимается воздействие на пластовую нефть, которое выводит ее из состояния начального термодинамического равновесия между ее компонентами, с породой, пластовой водой и т.д. К техногенным процессам можно отнести: гидродинамическое воздействие на пластовую нефть, закачки воды и ПАВ в пласт, процессы, приводящие к изменению структуры и свойств порового пространства, то есть в целом технологическую деятельность, направленную на добычу углеводородного сырья.
Процессы техногенного воздействия приводят к изменению компонентного состава и значений физико-химических свойств подвижной нефти.
В научной литературе приведены примеры изменения состава попутного газа, происходящие при разработке месторождения.
Добываемая подвижная нефть в процессе подготовки разделяется на товарную нефть и попутный газ, поэтому логично предположить, что техногенное воздействие повлияет и на компонентный состав обеих составляющих подвижной нефти.
Изменение содержания метана в попутном газе в процессе эксплуатации Туймазинского месторождения приведено в работе [4]. Показано, что при разработке залежи содержание метана в попутном газе возрастает и это происходит из-за растворения метана в воде; рост содержания метана в попутном газе объясняется добычей его с увеличивающимися объемами подтоварной воды.
В работе [5] также приведены данные об изменении содержания метана в попутном газе Туймазинского месторождения. По одной информации содержание метана в газе к более поздней стадии разработки уменьшается (табл. 1), по другой – возрастает (табл. 3).
Влияние процесса разработки залежи на значения физико-химических свойств добываемой нефти месторождений Западной Сибири показано в работах [1,6,7,8,9]. Там же приведены масштабы изменения значений физико-химических свойств подвижной нефти, вскрыты механизмы, влияющие на нефть в различные периоды и в разных зонах разрабатываемого пласта.
В работе [1] приведена информация о закономерном изменении компонентного состава нефтяного газа на пунктах подготовки нефти месторождений Западной Сибири в процессе ее добычи. Отмечено, что в нефтяном газе I и II ступени сепарации нефти наблюдается закономерное изменение во времени содержания азота и диоксида углерода. Однако закономерного изменения в содержании других компонентов нефтяного газа в исследуемый период разработки месторождений не установлено.
До последнего времени задача исследования динамики значений физико-химических свойств (в том числе ее компонентного состава) пластовой нефти месторождений Западной Сибири не ставилась, поэтому объем информации об изменении компонентного состава нефти небольшой. Анализируя немногочис ленные данные исследований свойств пластовой нефти месторождений Западной Сибири, авторам удалось получить результаты, способные осветить проблему изменения компонентного состава продукции нефтяных скважин в процессе их эксплуатации.
Рис. 1. Содержание углеводородных компонентов в пробах нефти скв. 6140 Северо-Даниловского месторождения (пласт П1)
.gif)
Рис. 2. Содержание углеводородных компонентов в пробах нефти скв. 6183 Северо-Даниловского месторождения (пласт П1)
На рис. 1–4 приведены примеры, характеризующие изменения содержания отдельных углеводородных компонентов подвижной нефти по скважинам пласта П1 Северо-Даниловского месторождения во времени. Исследовался компонентный состав проб нефти на скважинах, эксплуатировавшихся фонтанным способом в безводный период, дебиты скважин составляли 80 120 т/сут. Диапазоны значений физико-химических свойств глубинных проб нефти следующие: газосодержание – 45–122 м3/т, плотность подвижной нефти при пластовых условиях – 658–793 кг/м3, молярная масса – 108–148 кг/кмоль, динамическая вязкость – 0.9–1.63 мПа*с, давление насыщения нефти газом – 4.7–16 МПа.
Рис. 3. Содержание углеводородных компонентов в пробах нефти скв. 6232 Северо-Даниловского месторождения (пласт П1)
Рис. 4. Содержание углеводородных компонентов в пробах нефти скв. 6205 Северо-Даниловского месторождения (пласт П1)
В результате анализа полученных данных установлено, что наибольшие изменения абсолютных значений концентрации происходят у метана и суммы компонентов С6+в. Содержание метана за период исследований в подвижной нефти уменьшается с 38 до 24% в скв. 6140; с 35 до 25% в скв. 6183; с 35 до 23% в скв. 6232; с 37 до 24% в скв. 6205. Содержание группы компонентов С6+в в подвижной нефти за это время по этим скважинам возрастает: в скв. 6140 с 57 до 65%; в скв. 6183 с 52 до 58%; в скв. 6232 с 45 до 62%; в скв. 6205 с 51 до 62%. Абсолютные значения концентрации этана, пропана, суммы бутанов и суммы пентанов изменяются в меньшей степени.
Наибольшие относительные изменения незакономерного характера компонентного состава произошли у этана в 1.5–3 раза, пропана – в 0.2–1.2 раза, суммы бутанов – в 0.3–1.5 раза, суммы пентанов – в 1.1–1.3 раза.
На рис. 5 приведены примеры изменения содержания углеводородных компонентов подвижной нефти пласта П1 Северо-Даниловского месторождения. Можно отметить, что содержание метана в пробах нефти, отобранных в различные периоды эксплуата ции скважин, уменьшается со временем. Содержание этана, пропана, суммы бутанов и суммы пентанов меняется незначительно и тенденции к изменениям не прослеживаются, содержание суммы компонентов С6+в растет. Тем самым техногенные воздействия на нефть приводят к перераспределению компонентов подвижной нефти: в начальный период эксплуатации скважины добывается нефть, содержащая большее количество метана и меньшее группы компонентов С6+в; в более поздний период наоборот содержание метана в подвижной нефти уменьшается, С6+в возрастает.
Рис. 5. Изменение концентрации углеводородных компонентов подвижной нефти пласта П1 Северо-Даниловского месторождения
На рис. 6 приведена динамика содержания неуглеводородных компонентов (диоксида углерода и азо та) подвижной нефти в процессе разработки пласта П1 Северо-Даниловского месторождения. Закономерности изменения этих компонентов подтверждают выводы [1] о том, что в добываемой нефти при разработке залежи содержание диоксида углерода имеет тенденцию к возрастанию, а содержание азота — к убыванию. То есть диоксид углерода в большем количестве содержится в более тяжелых фракциях нефти, а свободный азот — в более легких.
Рис. 6. Изменение содержания неуглеводородных компонентов в подвижной нефти пласта П1 Северо-Даниловского месторождения
Эти закономерности также выявлены при исследовании изменений компонентного состава подвижной нефти во времени других месторождений Западной Сибири.
Таким образом, результаты анализа свойств нефти по исследованному фонду скважин в безводный период их эксплуатации позволили установить, что техногенное воздействие на нефть приводит к изменению компонентного состава подвижной нефти при разработке залежи. Причем, в процессе разработки месторождений Западной Сибири содержание метана в составе подвижной нефти уменьшается, содержание этана, пропана, суммы бутанов, суммы пентанов меняется незакономерно и по абсолютной величине незначительно, содержание суммы компонентов С6+в закономерно растет. Содержание диоксида углерода в процессе разработки залежи имеет тенденцию к возрастанию, а свободного азота – к снижению.
Литература
Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири.- Тюмень.- Вектор-Бук.- 2004.-237 с.
Титов В.И., Жданов С.А. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений (Обзор) // Нефтяное хозяйство.- 8.- 1988.
— С.26–28.
Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах// Нефтяное хозяйство.- 9.- 1988.
— С.31–36.
Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Леванов Ю.Б. Изменение газового фактора и содержания азота и метана в газе в процессе разработки Туймазинского месторождения // Современные инструментальные физико-химические и гидродинамические методы ис следований пластовых флюидов, пород и продуктивных пластов. – Уфа.- 1999.- Вып.97.
— С.104–107.
Шейх-Али Д.М., Юлбарисов Э.М. Изменение свойств нефти и газового фактора при разработке нефтяных месторождений // Интервал.- 1 (48).- Уфа.- 2003.
— С.30–35.
Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Ярославцев К.В. Зонально-временное изменение свойств нефтей Северо-Харампурского и Южно-Харампурского месторождений // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири.
— Тюмень.- СибНИИНП.- 1998.
— С.172–179.
Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Терешина Т.В. Механизмы изменения плотности газонасыщенной нефти в процессе разработки залежи // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень.- СибНИИНП.- 1999.
— С.122–130.
Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Изменение свойств газонасыщенных нефтей в процессе разработки залежей // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири.
— Тюмень.- СибНИИНП.- 2001.
— С.83–89.
Сорокин В.Д., Сорокин А.В. Анализ изменений физико-химических свойств нефти в процессе разработки месторождений Западной Сибири// Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири.
— Тюмень.- СибНИИНП.- 2003.- С.132–142.
Автор: Сорокин А.В., Сорокин В.Д.
