Работа [4] посвящена анализу изменения газового фактора нефти на Трехозерном месторождении (пласт П). Одной из поставленных задач являлось выявление распределения начальных значений физико-химических свойств нефти по площади месторождения. По мнению автора [4], на месторождении можно выделить три зоны с различными значениями свойств нефти: зона с «легкой нефтью», газовый фактор которой около 100 м3/т, плотность разгазированной нефти — 790–825 кг/м3; зона нефти со средней плотностью — 825–850 кг/м3, газовый фактор изменяется от 50 до 80 м3/т и зона окисленной нефти, прилегающей к ВНК, с плотностью до 890 кг/м3. Легкие нефти приурочены к участкам с ухудшенными коллекторскими свойствами пласта. При исследовании обнаружено, что слабопроницаемые коллекторы насыщены, по терминологии автора, «легкой нефтью или конденсатом», хотя автор [4] в характеристике месторождения не указывает, что в пласте имеется газовая шапка.
Следовательно, в начальный период разработки пласта П Трехозерного месторождения вариации, например, газового фактора составили 2 раза, диапазон изменения плотности разгазированной нефти находится в пределах 790–890 кг/м3.
В работе [5] приведены результаты обнаруженных зонально-временных различий физико-химических свойств нефти пласта Ю1 Харампурского месторождения. Показано, что различия в свойствах носят, в том числе, и приобретенный, характер и определяются сроком эксплуатации той или иной части залежи.
С нашей точки зрения, прежде чем искать различия в свойствах нефти, привязанные к площади или разрезу залежи, необходимо оценить масштабы различий в значениях свойств по скважинам начального периода разработки залежи. Если разброс значений свойств нефти, добываемой из разных скважин, больше, чем различия свойств по разрезу пласта в зоне вскрытия его одной скважиной, то изучение зависимости дифференциации свойств по разрезу не имеет практического смысла.
Информация о физико-химических свойствах нефти получена исследованиями проб, отобранных с разведочных и эксплуатационных скважин. Исследования даже на одном месторождении проводились различными организациями, зачастую информация имеет неполный набор данных, в части данных встречаются ошибки, носящие алогичный характер. По методикам, изложенным в работе [6], вся информация проверена на достоверность и непротиворечивость и при дальнейшем анализе использована только та ее часть, которая признана достоверной.
Сложность решения данной проблемы заключается в недостаточной изученности физико-химических свойств нефти месторождений Западной Сибири. По мнению авторов, для большинства залежей изученность физико-химических свойств пробами нефти явно недостаточна (исследовано 3–10 проб на залежь), хотя наблюдаются и исключения. По имеющейся у авторов информации, физико-химические свойства нефти в начальный период разработки на ряде залежей исследованы в следующих объемах: Северо-Даниловское, пласт П1 — 166 проб; Вынгапуровское, пласт Б8 — 57 проб; Вынгаяхинское, пласт Б11 — 47 проб; Харампурское, пласт Ю1 — 75 проб; упомянутое выше Трехозерное месторождение, пласт П — около 400 замеров газового фактора и т.д.
Таблица 1. Вариации физико-химических свойств пластовой нефти месторождений Западной Сибири
В табл. 1 приведена информация о крайних значениях физико-химических свойств нефти ряда наиболее полно изученных месторождений Западной Сибири и отношение максимальных значений к минимальным.
Анализ информации показывает, что наиболее характерные отношения предельных значений газосодержания лежат в интервале от 2 до 5 раз, плотности нефти при пластовых условиях — от 1,1 до 1,3 раз, вязкости пластовой нефти — от 1,2 до 3 раз, молярной массы пластовой нефти — от 1,5 до 2,4 раза, объемного коэффициента — от 1,1 до 1,5 раз, давления насыщения — от 3 до 8 раз.
Исходя из этого, можно сделать ряд выводов:
различия значений физико-химических свойств нефти и ее подсчетных параметров, определенные на разных скважинах, значительно больше погрешностей их измерений;
по принятой классификации нефть с крайними значениями физико-химических свойств одной и той же залежи относится к различным классам.
Рис. 1. Примеры гистограмм распределения значений молярной массы и плотности нефти при пластовых условиях месторождений, подчиняющиеся нормальному закону распределения
На рис. 1 приведены примеры распределения свойств пластовой нефти: молярная масса и плотность нефти при пластовых условиях тех залежей, где распределение значений свойств подчиняется нормальному закону.
Все данные о свойствах нефти проверены на предмет нормального распределения по критериям Ястремского и соответствия . В результате проверки выявлено, что в 99% случаев распределение следует нормальному закону, исключение составляет распределение содержания асфальтенов в разгазированной нефти пласта БП8 Вынгапуровского месторождения, что можно объяснить низким качеством экспериментальных работ. Не учитывая этот единичный случай, можно утверждать, что значения всех физико-химических свойств распределены нормально.
Рис. 2. Гистограмма распределения значений газосодержания нефти Северо-Даниловского месторождения, пласт П1
Рис. 3. Гистограмма распределения значений газосодержания нефти Харампурского месторождения, пласт Ю1
На рис. 2 и 3 приведены гистограммы распределения газосодержания по результатам исследований проб нефти пласта П1 Северо-Даниловского и пласта Ю1 Харампурского месторождений.
На рис. 2 приведены результаты исследований нефти Северо-Даниловского месторождения, явно видны два максимума частоты наблюдения газосодержания: первый из них равен примерно 85 м3/т, второй — около 105 м3/т.
На рис. 3 приведены результаты замеров газосодержания нефти Харампурского месторождения, где количество максимумов частоты распределения не менее 4. Первый соответствует значению газосодержания, равному 60 м3/т, второй — 120 м3/т, третий — 180 м3/т и четвертый — 240 м3/т.
При анализе информации о вариациях свойств нефти отмечено следующее (см.рис. 1–4):
диапазон изменения значений физико-химических свойств нефти в начальный период разработки залежи достаточно широк, например, изменение величины газосодержания составляет около 100% относительно его среднего значения;
для ряда залежей параметры распределены по нормальному закону, для части месторождений распределение значений свойств отлично от нормального;
для различных месторождений максимальных частот в распределении значений физико-химических свойств может быть несколько, что может свидетельствовать о том, что различные зоны залежи содержат нефть с различными значениями свойств.
Несколько максимальных частот в распределении газосодержания можно объяснить следующими причинами:
в пласте изначально существуют или сформированы процессом разработки зоны нефти с различными свойствами, обусловленные природными причинами или техногенными воздействиями [5, 7];
в процессе эксплуатации залежи добывается нефть с различными свойствами за счет избирательного взаимодействия фракций нефти с поверхностью коллектора [8–10];
вовлечение в процесс дренирования нефти в переменных соотношениях при дифференциации свойств нефти, находящейся в разных коллекторах.
Анализ представленной информации свидетельствует о том, что свойства нефти каждой залежи имеют вполне определенный интервал значений. Диапазон значений свойств нефти значительно больше абсолютной погрешности измерений (более чем в 10 раз). Наблюдаемые вариации свойств пластовой нефти можно объяснить следующими причинами:
природным различием значений свойств нефти в различных частях залежи и по ее разрезу;
избирательной добычей нефти из разных интервалов пласта;
изменением режима работы скважины, что ведет к перераспределению соотношения добычи нефти из разных интервалов и направлений (как следствие из 2).
Рис. 4. Гистограмма распределения значений газосодержания нефти Повховского (пласт БВ8) и Локосовского (пласт БВ5) месторождений
Таким образом, вариации физико-химических свойств нефти, обнаруживаемые по залежи, скорее всего, могут быть объяснены с позиции действия комплекса причин, высказанных выше.
Поэтому представляется интересным поиск генетической связи между информацией, полученной с разных частей залежи. Если вся информация укладывается в рамки одной регрессионной зависимости, значит, связи есть, если не укладывается — связи отсутствуют. Это может свидетельствовать о том, что происхождение нефти отдельных частей залежи не связано друг с другом или процессы, которые происходили в залежи после образования нефти, имели локальное действие и приводили к изменению значений свойств только в зоне своего действия.
Поскольку диапазон значений свойств нефти значительно больше погрешности их измерения, возникают сомнения в правомочности широко практикующегося нахождения средних значений свойств по залежи. Среднее значение физико-химического свойства нефти в ее объеме не тождественно среднему значению информации о свойстве: по причинам различия плотности информации по площади залежи, различий объемов нефти разных зон, который охарактеризован исследованиями конкретной скважины. В этом плане возникает необходимость в разработке подхода к определению среднего интегрального значения свойства нефти по залежи с учетом всех информационных весов (количественного, плотности информации, продуктивности скважины и т.д.)
Таким образом, отличительной особенностью информации о физико-химических свойствах нефти является статистическая неоднородность ее значений по площади залежи. Это должно требовать повышения критериев к степени представительности выборки.
Выявленные различия значений физико-химических свойств пластовой нефти в начальный период эксплуатации скважин позволяют сделать следующие выводы:
Диапазон различий значений физико-химических параметров пластовой нефти месторождений Западной Сибири во много раз превышает погрешность их измерения.
Причиной различия значений физико-химических свойств нефти является неоднородность компонентного состава нефти по пласту.
Несмотря на то, что физико-химические свойства нефти различных зон залежи находятся в определенном диапазоне значений, возможно установление генетической близости ее свойств методами математической статистики.
Литература
Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений // Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1980. — 48 с.
Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. — М.: Недра, 1987. — 116 с.
Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. — Уфа: БашНИПИнефть. — 2001. — 137 с.
Муллагалиева Л.И. Особенности изменения газового фактора на Трехозерном нефтяном месторождении // Вопросы нефтепромысловой геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тюмень.- 1969.
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.
Бутакова Т.А., Нестерова О.А., Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Результаты анализа данных о физико-химических свойствах нефтей. // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. — Тюмень: СибНИИНП, 2001. — С.75–82.
Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. — Тюмень: Издательство «Вектор-Бук», 2004, — 237 с.
Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. О механизме влияния смол и асфальтенов на некоторые внутрипластовые процессы при вторичных методах добычи нефти // Нефтяное хозяйство, 1992, № 7. — С.20–22.
Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1977. — 214 с.
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.
Автор: Сорокин А.В., Сорокин В.Д.
