Для подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки нефтяных месторождений необходимо иметь информацию о пластовых жидкостях. Основной метод исследования пластовых нефтей - экспериментальный. Однако на многих месторождениях невозможен отбор качественных глубинных проб нефти. В этом случае используют аналитические зависимости определения параметров пластовой нефти. Во всех нефтяных районах получены такие зависимости, для которых в качестве исходных параметров используются плотность, вязкость поверхностной нефти и ее газосодержание, но они не полностью характеризуют свойства пластовой нефти. Лучше всех состав характеризует молекулярная масса. Теснота связи между параметрами впервые подробно была рассмотрена в работах [1, 2]. В расчетных формулах молекулярная масса в качестве исходного параметра не была использована из-за несистематического ее определения в нефтяных районах и сложности эксперимента. В настоящее время уже накоплен большой материал исследования, который позволяет получить зависимости параметров пластовой нефти от ее молекулярной массы и использовать их для расчета. На рисунке приведены графические зависимости основных параметров, теснота связи которых (коэффициент корреляции или корреляционное отношение) составляет для коэффициента объемной упругости 0,87, объемного коэффициента 0,96, вязкости 0,89, плотности 0,92, газосодержания 0,94, давления насыщения 0,7, температурного коэффициента объемного расширения 0,86.

Такие зависимости для некоторых параметров нефти по месторождениям СССР приведены в работах [5, 7] и рекомендованы для их количественной оценки. Сопоставление этих зависимостей, полученных для нефтей месторождений Татарии (на рисунке зависимости из работы [7] приведены пунктирными линиями), показывает, что использование их для расчета параметров нефтей практически невозможно без предварительной проверки по каждому конкретному месторождению или залежи. Однако следует отметить, что такие общие зависимости имеют большое значение при классификации нефтей по районам СССР.

Ниже приведены аналитические зависимости параметров пластовой нефти от молекулярной массы для месторождений Татарии:

где р_н - давление насыщения, МПа; m - вязкость нефти, мПа-с; r - плотность нефти, г/см³; b - коэффициент объемной упругости, 1/МПа; a_т - температурный коэффициент объемного • расширения, 1/°С; b - объемный коэффициент.

Среднее относительное отклонение экспериментальных данных от расчетных составляет (в %) Для давления насыщения-17,6, вязкости нефти-14, плотности нефти-1,6, коэффициента объемной упругости - 5,9, температурного коэффициента объемного расширения - 5,8, объемного коэффициента- 1,2.

Как видно, погрешности определения параметров пластовой нефти находятся в допустимых пределах [8,9]. Для установления давления насыщения знание только молекулярной массы нефти недостаточно. Как было установлено [1, 3], давление насыщения в значительной степени зависит от количества растворенного в нефти газа и его компонентов - азота и метана. При одинаковой величине молекулярной массы нефти с ростом газосодержания и количества в нефтяном газе азота или метана давление насыщения увеличивается; теснота связи между ним и указанными параметрами соответственно составляет 0,84; 0,67; 0,70.

Молекулярную массу пластовой нефти рассчитывают исходя из данных исследования глубинных проб нефти по формуле

где Мпл - молекулярная масса; r_г - плотность газа; М_г и М_р.н - молекулярные массы соответственно нефтяного газа и разгазированной нефти; Г₀ - газосодержание.

Часто по различным причинам трудно отобрать качественную пробу пластовой нефти, и расчет М_пл не представляется возможным из-за отсутствия величин Г₀ и М_г. В таких случаях параметры Г₀ и М_г определяют исходя из результатов промысловых исследований. Для этого при установившемся режиме работы сепаратора при заданном допустимом давлении измеряют газовый фактор Г₁ отбирают пробы газа и нефти под давлением, определяют газовый фактор пробы Г₂, состав газа отобранной и разгазированной проб и рассчитывают суммарный объем обеих проб газа, а затем - молекулярную его массу и плотности. Молекулярную массу и плотность нефти определяют по отобранной пробе.

Газосодержание пластовой нефти вычисляют по формуле

Такой метод промысловых исследований позволяет кроме свойств пластовой нефти установить состав газа и нефти. Обобщенные зависимости дают возможность рассчитать по относительно легко определяемым исходным данным параметры пластовой нефти без отбора и экспериментального исследования глубинных проб нефти по всем месторождениям и предсказать величину параметров пластовой нефти по новым залежам. В любом нефтяном районе без особого труда можно установить такие обобщенные зависимости. Способы получения аналитических зависимостей по имеющимся графическим подробно описаны в работах [4, 6].

1. Амерханов И.М., Катаева М.Р. Номограммы для определения основных свойств пластовых нефтей. - Труды ТатНИПИнефти. Куйбышев, 1971, вып. 20, с. 205-218.
2. Амерханов И.М. Взаимозависимость параметров пластовой нефти. - Труды ТатНИИ. Л.,1970, вып. 14, с. 262-267.
3. Амерханов И.М. Расчетный метод определения параметров пластовой нефти. - РНТС, сер. Нефтепромысловое дело, 1968, № 3,с. 9-11.
4. Демидович Б.П., .Марон И.А., Шувалова Э.3. Численные методы анализа. М., изд-во физ.-мат. лит., 1963.
5. Зависимость объемного коэффициента пластовых углеводородов от их молекулярной массы / Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, Ю.И. Филяс, Ю.Н. Скороваров. - РНТС, сер. Нефтепромысловое дело, 1980, № 9, с. 6-7.
6. Мелентьев П.В. Приближенные вычисления. М., Изд-во физ.-мат. лит., 1962.
7. Новый метод определения параметров нефти и газа, используемых при подсчете запасов / Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, Ю.Н. Скороваров, Ю.И. Филяс. - Геология нефти и газа, 1980, № 10 , с. 14-17.
8. Фролов Е.Ф. Результаты предварительных исследований точности подсчета запасов нефти. - Труды ВНИИ. М., 1962, вып. 36,с. 154-166.
9. Фурсов А.Я., Черницкий А.В. Рациональная разведка нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1976.

Рисунок

Зависимость плотности нефти r (а), вязкости m (б), температурного коэффициента объемного расширения a_т (в), объемного коэффициента b (г), давления насыщения р_н (д), коэффициента объемной упругости b (е), пластового газового фактора Г₀ (ж) от молекулярной массы М