В частности, нечетко и однозначно дано определение терминов «пластовая нефть», «остаточная нефть», «подвижная нефть». Необходимость точной формулировки этих терминов важна для более объективного подсчета запасов углеводородов, качественного моделирования процессов нефтевытеснения и т.д.
В нормативном документе [1] дано определение термина «пластовая нефть», а именно, «пластовая нефть – нефть, содержащаяся в пласте в условиях, характерных для него давлений и температур». На наш взгляд, это определение имеет следующие недостатки: во-первых, оно тавтологично «нефть – это нефть»; во-вторых, в нем не заложены ограничения по фазовому состоянию углеводородной системы в пласте; в третьих, не ясно, что относится к пластовой нефти (поровое пространство коллектора наряду с жидкими углеводородами и растворенными в них неуглеводородными соединениями содержит минерализованную и газонасыщенную воду).
В работе [2] дано такое определение: «пластовая нефть – природная смесь углеводородов, смол и асфальтенов, содержащая не более 35% асфальтено-смолистых веществ, находящаяся в породах — коллекторах в свободном состоянии». С нашей точки зрения, в этом определении пластовой нефти не отражено, во-первых, то, что в ее составе содержится небольшое количество неуглеводородных соединений в растворенном состоянии; во вторых, смолы и асфальтены так же являются смесью углеводородов; в третьих, по современным воззрениям, часть углеводородных соединений нефти в пластовых условиях находится в сорбированном поверхностью коллектора состоянии, поэтому эта часть пластовой нефти не может считаться свободной.
Наиболее удачное определение пластовой нефти приведено в «Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации» (РД 153–39–018–97), Уфа-1997: «пластовая нефть – природная смесь углеводородов различных групп, находящихся в жидком состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений, залегающая в недрах земли». Недостатком этого определения можно считать то, что часть углеводородных соединений сорбирована поверхностью коллектора и не может считаться находящейся в жидком состоянии.
Термин «пластовая нефть», в котором учтены недостатки предложенных формулировок, по нашему мнению, должен быть таким: «пластовая нефть – совокупность углеводородных соединений и растворенных в них неуглеводородных соединений природного происхождения в природном соотношении (кроме воды), находящаяся в термодинамическом равновесии до приложения гидродинамического воздействия при характерных давлениях и температурах пласта». То есть, все элементы этой системы (углеводородные соединения и растворенные в них неуглеводородные соединения, газонасыщенная вода, поверхность коллектора) находятся в термодинамическом равновесии друг с другом.
Для более объективного подсчета запасов и более точного моделирования процессов нефтеизвлечения в процессе разработки залежи пластовая нефть должна быть разделена на ряд составляющих по принципу различия значений их физико-химических свойств. Можно выделить две основные составляющие пластовой нефти: подвижную нефть, которая гидродинамическим воздействием перемещается по пласту, часть ее может быть добыта с применением используемых технологий, и остаточную нефть, которая ко времени окончания разработки останется в тех или иных зонах пласта.
Определения подвижной и остаточной нефти в условиях разработки залежи также нечетко сформулированы, что сдерживает работы по исследованию физико-химических свойств всех составляющих пластовой нефти, исключает раздельный учет и использование как объемов, так и свойств пластовой нефти в методике подсчета геологических запасов и при моделировании процесса нефтевытеснения.
К настоящему времени более четко сформировано понятие «остаточная нефть», основанное на временном и зональном понимании [3, 4]. Значения физико-химических свойств остаточной нефти в этой ее трактовке не задействованы. Так как остаточная нефть содержится и в целиках пласта, не охваченных гидро динамическим воздействием, и в зоне охвата пласта по прошествии какого-то времени разработки залежи, то и значения физико-химических свойств составляющих остаточной нефти различных зон будут отличаться друг от друга [5]. Следовательно, для представления, какие значения физико-химических свойств будет иметь остаточная нефть, необходимо уточнить зоны пласта, где она в конкретный момент находится.
В свою очередь, подвижная и остаточная нефть также должны быть разделены еще на ряд составляющих по принципу различия значений их физико-химических свойств (рис. 1).
Рис. 1. Составляющие пластовой нефти, имеющие различные средние интегральные за период разработки и по всему объему пласта значения физико-химических свойств. МЗ — балансовые запасы пластовой нефти в пластовых условиях, т; mв — масса воды в дренируемой зоне пласта на конец разработки, т; ω — обводненность продукции на конец разработки, доли ед.; mп — масса подвижной нефти, т; mиз — масса извлекаемых запасов нефти, т; mнз — масса неизвлекаемой подвижной нефти, т; mс — масса сорбированной и структурированной нефти, т; mц — масса нефти, оставшейся в целиках, т.
Подвижная нефть (mп) – часть пластовой нефти, движущаяся по пласту в результате влияния внешних воздействий.
Извлекаемая подвижная нефть (mиз) – определенная часть подвижной нефти, которая может быть добыта из пласта в результате производственной деятельности с учетом экономических и технологических ограничений.
Неизвлекаемая подвижная нефть (mнз) – часть подвижной нефти, которая не будет добыта из пласта с применением используемых технологий в результате производственной деятельности по экономическим и технологическим ограничениям.
Остаточная нефть (mо) – часть пластовой нефти, находящаяся в пласте на момент окончания процесса вытеснения.
Неподвижная нефть (mн) – часть пластовой нефти, остающаяся неподвижной в пласте в результате оказываемого на нее внешнего воздействия.
Сорбированная и структурированная нефть (mс) – часть неподвижной нефти, удерживаемая вблизи поверхности коллектора силами межмолекулярного взаимодействия.
Нефть, оставшаяся в целиках (mц), – часть неподвижной нефти, не вовлеченная в процесс дренирования.
С нашей точки зрения, выработка четких определений поможет конкретизировать структуру запасов пластовой нефти и значения физико-химических свойств всех составляющих пластовой нефти, а также выбрать методы их исследования. Это позволит перейти от расчета материального баланса, основанного на чисто объемном методе (объем пласта, занимаемый нефтью, свойства добываемой нефти в начальный период разработки залежи), без учета соотношения масс и свойств отдельных составляющих пластовой нефти, к расчету материального баланса, основанного на учете компонентно-фракционных составов и соответствующих масс всех составляющих пластовой нефти.
Подсчет геологических запасов пластовой нефти производится с учетом всего объема пласта, занятого нефтью. На этом этапе отсутствует деление пластовой нефти на подвижную и неподвижную. Объектом подсчета геологических запасов является «пластовая нефть», находящаяся в поровом пространстве залежи до начала ее разработки. Объектом вытеснения является некоторая часть пластовой нефти (подвижная нефть), которая может быть вовлечена в процесс дренирования для последующей добычи добывающими скважинами (см.рис. 1). Исходя из этого, среднее значение свойства «пластовой нефти» для подсчета балансовых запасов может быть не равно среднему значению свойства «подвижной нефти», используемого для расчета процесса нефтеизвлечения, из-за собственно различных их объемов и свойств. Поэтому для подсчета геологических запасов должны быть получены и исполь зованы одни значения физико-химических свойств нефти, а применяться при моделировании процесса нефтевытеснения – другие.
Исходя из предлагаемого разделения пластовой нефти на отдельные составляющие, среднее интегральное значение физико-химического свойства пластовой нефти X3 для подсчета геологических запасов должно находиться из выражения:
или
Xn=ХизCиз+ХнзCнз; (5)
где ХизCиз=Mиз/Mn, — значение свойства и массовая доля составляющей извлекаемой части подвижной нефти, соответственно;
ХнзCнз=Mнз/Mn, — значение свойства и массовая доля составляющей неизвлекаемой части подвижной нефти, соответственно.
На практике в методиках подсчета геологических запасов углеводородов и расчета процессов нефтеизвлечения существует ряд противоречий. Например, анахронизм в методике подсчета, которая основана на использовании объемного (пересчетного) коэффициента пластовой нефти, из-за чего величина геологических запасов получается зависимой от условий подготовки нефти, так как величина объемного коэффициента зависима от параметров технологии подготовки нефти (от количества ступеней сепарации нефти и термобарических условий).
Устранить этот недостаток можно, если брать за основу в методике подсчета геологических запасов углеводородов материальный баланс, не зависимый от условий наземной подготовки нефти параметр – плотность нефти при пластовых условиях. Величина плотности определяется для каждой зоны пласта в случае неоднородности свойств пластовой нефти по залежи. В этом случае при разделении добываемой продукции на товарную нефть и попутный газ только их массы будут зависимыми как от свойств пластовой нефти, так и от параметров ее наземной подготовки.
Еще один пробел в методиках подсчета запасов и расчета процессов нефтеизвлечения — отсутствие учета значений физико-химических свойств остаточной нефти. Оценка значений физико-химических свойств остаточной нефти приведена в работах многих ученых [3,4], а с учетом зонально-временного деления в работе [5]. Авторы этих работ показывают, что значения физико-химических свойств остаточной нефти сильно отличаются от значений свойств как добываемой (или подвижной) нефти в текущий момент разработки залежи, так и пластовой нефти начала разработки залежи.
Средние интегральные значения физико-химических свойств остаточной нефти формируются, в основном, соотношением долей и значений свойств трех составляющих:
сорбированной и структурированной нефти, находящейся в мелкопористом коллекторе в зоне охвата пласта гидродинамическим воздействием;
неизвлеченной части подвижной нефти, находящейся в крупнопористом коллекторе в зоне дренирования;
нефти, оставшейся в целиках.
Значения физико-химических свойств всех составляющих остаточной нефти будут различными. Значе ния свойств сорбированной и структурированной нефти, находящейся в мелкопористом коллекторе зоны охвата пласта, будут определяться, в основном, действием сил избирательного взаимодействия отдельных молекул нефти с молекулами поверхности коллектора [6], а также результатом массообменных процессов с подвижной нефтью крупнопористого коллектора.
Значения физико-химических свойств неизвлеченной части подвижной нефти, находящейся в крупнопористом коллекторе, будут определяться техногенным воздействием на пластовую нефть, которое обусловлено влиянием многих факторов [5, 7], в том числе и результатом массообмена с нефтью, содержащейся в мелкопористом коллекторе.
Значения свойств нефти, находящейся в целиках, будут близки к значениям физико-химических свойств пластовой нефти до начала гидродинамического воздействия. На изменение свойств нефти этих зон будут оказывать влияние диффузионные процессы массообмена легкими компонентами (неуглеводородными газами, метаном, этаном, пропаном) с подвижной нефтью через границу зоны охвата.
Парадокс: остаточная нефть при известных количествах и значениях физико-химических свойств своей массой задействована и учтена в углеводородном материальном балансе залежи, а ее физико-химические свойства в материальном балансе не учитываются и не влияют на усредненные значения физико-химических свойств пластовой нефти.
Значения свойств нефти в целиках совпадают со значениями физико-химических свойств пластовой нефти из-за отсутствия гидродинамического воздействия на нефть в процессе разработки залежи. Поэтому свойства нефти в целиках незначительно изменятся при разработке залежи. Влиянием изменений физико-химических свойств нефти, обусловленных диффузионными процессами через границу зоны охвата, в данном расчете пренебрегаем.
Таким образом, в применяемой методике подсчета балансовых запасов углеводородов значения физико-химических свойств пластовой нефти отождествляются со значениями свойств подвижной извлекаемой нефти начального периода ее добычи, а не со средними интегральными значениями физико-химических свойств пластовой нефти. Информация о характеристиках пластовой, подвижной и остаточной нефти должна быть получена с учетом значений физико-хими ческих свойств всех составляющих пластовой нефти и должна стать основой для использования в методиках подсчета балансовых запасов нефти и технологий нефтеизвлечения.
Для устранения очевидных противоречий в действующих методиках подсчета балансовых запасов нефти и попутного газа необходимо либо давать раздельную оценку объемам и значениям физико-химических свойств подвижной и остаточной нефти, либо получить интегральные значения физико-химических свойств пластовой нефти и на основе этой информации производить подсчет ее запасов.
.jpeg)
Таблица 1. Расчет значений физико-химических свойств пластовой нефти Северо-Даниловского месторождения (пласт П1)
В табл. 1 приведены оценочные величины физико-химических свойств пластовой нефти Северо-Даниловского месторождения (пласт П1), полученные в результате расчета с учетом значений свойств всех составляющих пластовой нефти. Значения физико-химических свойств отдельных составляющих пластовой нефти взяты из работы [5]. Значения физико-химических свойств нефти, на основе которых проведен подсчет запасов, взяты из материалов по подсчету запасов углеводородов за 2001 г. Результаты расчетного примера позволяют сделать вывод о том, что при подсчете запасов нефти пласта П1 Северо-Даниловского месторождения ее запасы были занижены в 1.22 раза, запасы нефтяного газа завышены в 3.5 раза.
Некорректно отождествлять значения физико- химических свойств пластовой нефти, используемых для подсчета геологических запасов, и значения физико-химических свойств подвижной нефти, используемых для расчета процессов нефтеизвлечения, в том числе из-за неравенства их масс (см. формулы (1) и (4)), потому что часть залежи не охвачена гидродинамическим воздействием из-за особенностей планирования процесса разработки, а также ряда других причин (различия коллекторских свойств пласта и т.д.).
Отдельного обсуждения требует вопрос о значениях физико-химических свойств нефти, используемых при моделировании процесса нефтеизвлечения. В настоящее время в методиках расчета процесса нефтеизвлечения в первом приближении используются «средние» по залежи значения физико-химических свойств подвижной нефти без учета их динамики в процессе разработки залежи. Причины и масштабы изменения значений физико-химических свойств подвижной нефти, зафиксированные в период разработки залежи, приведены в работе [5]. Там же предложены методики прогноза значений ее свойств, дана оценка влияния изменчивости свойств на параметры разработки и т.д.
Для расчета технологических параметров процесса разработки более важны физико-химические свойства подвижной составляющей пластовой нефти. Но и в этом случае существуют свои особенности:
не вся подвижная нефть будет добыта, так как часть ее будет выдавлена нагнетаемой водой за первоначальный контур нефтеносности, часть останется в пласте из-за неэкономичности ее дальнейшей добычи;
при моделировании процесса нефтеизвлечения не рассматриваются области пласта с экономически невыгодными показателями разработки (например, окраинные участки залежи, зоны пониженной нефтенасыщенной толщины пласта и т.д.).
Определение коэффициента вытеснения нефти производится на основе модели насыщающего флюида, свойства которого отражают только одной составляющей пластовой нефти, а именно, подвижной нефти. Вследствие этого данный коэффициент определяется с методическими ошибками.
Таким образом, как в методиках подсчета балансовых запасов нефти и газа, так и в методиках расчета параметров процесса нефтеизвлечения, необходимо использовать фактические значения физико-химических свойств составляющих пластовой нефти: подвижной и остаточной. Причем, значения физико-химических свойств пластовой нефти, используемые для подсчета запасов углеводородов, не тождественны значениям физико-химических свойств подвижной нефти на различных стадиях разработки залежи, которые применяются при моделировании процесса нефтеизвлечения.
Литература
ОСТ 39–112–80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти, объем исследования, форма предоставления результатов».- 1980.
Успенский В.А., Радченко О.А., Глебовская Е.А. и др. Основы генетической классификации битумов.
— Л.: Недра.- 1964.
— 267 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.
Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений За падной Сибири. – Тюмень.- Вектор-Бук.- 2004,
— 237с.
Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.-М.: Недра.- 1977.
— 214 с.
Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Релаксационные изменения свойств нефти в процессе разработки залежи на месторождениях Западной Сибири // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП.-2003. – С.150–156.
Автор: Сорокин А.В., Сорокин В.Д.
