Объемный коэффициент (b) – основной подсчетный параметр пластовой нефти, который определяется газосодержанием, составом газа дегазации и дегазированной нефти. Плотность пластовой нефти (rпл) в свою очередь – функция газосодержания, плотности газа, дегазированной нефти, температуры, давления, а также универсальный подсчетный параметр как для нефтяных, так и для газоконденсатных смесей(Брусиловский А. И; Былинкин Г. П. Новый подход к подсчету геологических запасов нефти, газа и конденсата на единой методической основе // Геология нефти и газа.– 1990.– № 11.– С. 35–39.). Немаловажными параметрами пластовых нефтей, используемыми для расчета схем разработки залежей, являются также изотермический коэффициент сжимаемости (b) и температурный коэффициент объемного расширения (a).

Для выяснения закономерностей изменения объемного коэффициента, коэффициентов сжимаемости, плотности пластовых нефтей от их состава (плотность газа, плотность дегазированной нефти), газосодержания и термобарических условий, характерных для глубокопогруженных отложений, было проведено экспериментальное моделирование пластовых нефтей с замером соответствующих параметров. Моделирование проводилось на установке фазовых равновесии “МакроРVT” фирмы “Альстом-Атлантик–АСВ”.

Поскольку значение объемного коэффициента в зависимости от способа и условий разгазирования нефти может изменяться в значительных пределах, использован вариант расчета b, r_пл по данным загрузки газовой и жидкой фаз. При этом жидкий дегазированный флюид содержал незначительные концентрации бутанов, а в газообразной фазе присутствовали только следы компонентов группы C_5+высш (табл. 1). Следовательно, полученные данные значений b при высоких газосодержаниях и жестких термобарических условиях сопоставимы с данными замеров объемных коэффициентов пластовых нефтей при низких давлениях и температурах и отвечают объективному соотношению объема нефти в пластовых условиях к объему компонентов группы C₅+высш.

Рекомбинацию каждого фиксированного состава пластовой смеси осуществляли путем введения дегазированной нефти в ячейку исследования и дискретного добавления в нее поджатого газа (Гп) согласно заданным газосодержаниям (100, 300, 500, 800 м³/м³). Параметры замеряли при температурах 80, 115, 150 °С и в диапазоне давлений: давление насыщения р^s – 80 МПа. Опыт проводили в ячейке рекомбинации объемом 0,7 л. При газосодержаниях 100 и 300 м3/м³ снимали изотермы PV соотношений. При более высоких газосодержаниях смесь переводили в ячейку объемом 3,8 л для визуального определения давления начала кипения пластовых смесей и индентификации однофазного жидкого состояния. При рекомбинации использовали метановый газ (r_г=0,6962 кг/м³), его смесь с углекислым газом (50 % СН₄+50 % CO₂, r_г= 1,2505 кг/м³) и дегазированные жидкие флюиды (С5+высш.) Мечеткинского и Карачаганакского месторождений Прикаспийской НГП плотностью (r⁴₂₀) 755,2; 818,2; 884,9 кг/м³. Физико-химическая характеристика для составляющих рекомбинации и фракционный состав модельных пластовых смесей для каждого варианта рекомбинации приведены в табл. 2 и табл. 3. Анализ результатов экспериментальных исследований (рис.1, рис.2, рис.3, рис.4) показывает, что в пределах состава, газосодержания и термобарических условий, характерных для глубокопогруженных пластовых нефтей, значения объемного коэффициента варьируют от 1,1 до 2,7. При этом с возрастанием температуры, газосодержания, плотности пластовой нефти, уменьшения давления b возрастает (см. рис. 1).

При вариациях плотностей газов и дегазированной нефти значение b изменяется незначительно, особенно это относится к плотности газа. С увеличением газосодержания влияние температуры и давления более ощутимо. Наиболее существенное влияние на изменение объемного коэффициента оказывают газосодержание и плотность пластовой нефти (см. рис. 1). Величина r_пл–комплексный параметр – зависит, так же как и b, от газосодержания, давления, температуры, состава пластовой нефти. При возрастании давления, плотностей газа, дегазированной нефти, уменьшении температуры, газосодержания, значение плотности пластовой нефти возрастает. При этом увеличение плотности газа приводит к более существенному изменению r_пл при возрастании газосодержания (см. рис. 2). Рост давления компенсирует влияние газосодержания.

Исследование зависимости коэффициента сжимаемости пластовых нефтей от функциональных параметров показывает, что с ростом газосодержания, температуры и уменьшения давления значения b увеличиваются (см. рис. 3). При этом величины b варьируют для исследованных нефтей в диапазоне (12-50)*10^-4 МПа^-1 (см, рис. 3). При возрастании газосодержания и увеличении давления темп роста b снижается. Плотность газа не оказывает влияния на изменение величины b. При относительно низких газосодержаниях (100 м3/м³) с уменьшением плотности дегазированной нефти b возрастает, а при более высоких Гп зависимость b от r_{С5+высш.} имеет параболический характер.

Зависимость значений температурного коэффициента объемного расширения пластовой нефти от газосодержания, давления, плотностей газа и дебутанизированной нефти (см. рис. 4) аналогична зависимости b от этих параметров. При этом направленность зависимости a от r_{С5+высш.} c ростом газосодержания не изменяется.

This work presents, based on experimental modeling, the dependences of the volume factor and the compressibility and in-place oil density factors on pressure, temperature and gas content provided for the conditions of deeply buried sediments with differing compositions of liquid and gaseous phases.

Плотность (молекулярная масса) дегазированной нефти, кг/м³ (г•моль): 1–755,2 (115), 2–818,2 (204), 3–884,9 (299);

4 – зависимость значений объемного коэффициента от давления начала кипения; r_г – плотность газа, кг/м³; Г – газосодержание, м³/м³;Гп – газосодержание поджатого газа, м³/м³; р – давление, МПа, t – температура, °С; а – объемного коэффициента b от газосодержания (Г) при p=80 и r_г.= 1,2505, I–t=150; II–t=80; б– b от температуры при р=80 и r_г=0,6962; I–Г==500, II–Г =100; в– b от плотности пластовой нефти при t= =80–150 и p=p^s–80 МПа, I–r_г= 1,25; Г=700; II–r_г=125, Г=500, III–r_г=0,б9, Г=500; IV–r_г-= 125, Г= 100, V – r_г= =0,69, Г=100; г – b от давления при r_г=1,2505; I – t=80, II – t= =150, III–t=150, Г=700, IV–t=80, Г=700, V–t=150, Г=500, VI–t=80, Г=500, VII–t=150, Г=100, VIII – t=80, Г=100; д – b от плотности газа при р=80: I– t=150, Г=500, II–t=80, Г=500, III–t= 150, Г=100

РИС. 2. ЗАВИСИМОСТИ ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ (r_пл) ОТ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ

а–с от газосодержания при р=80: I–t=80, r_г =1,25, II– t=150. r_г=1.25, III–t=80, r_г=1.25. IV–t=80, r_г=1.25, V– t=150, r_г =0,66; б–rпл от температуры при р=80 и r_г=0,6962: I – Г=100, II – Г=100, III – Гп=500; в – r_пл от плотности дегазированной нефти (r_д.н): I – t=80; Г=100, r_г=1,25, II– t=150, Г=100, r_г=1,25; III–t=150, Г=100, r_г=0.б9. IV– t==150, Г ==500, r_г=0.69; г – зависимость r_пл от давления при r_г==1,2505 кг/м³: I – t=80, Г=500, II – t=80, Г=1000, III – t=80, Г=500, IV–t=150, Гп=100, V–t=150, Г=500; д – r_пл от плотности газа при p=80: I – t=80, Г=100, II–t=150, Г=100, III, IV, V –t=150, Г=500. Усл. обозн. см. на рис. 1

а–b от газосодержания при р=р^s–80, r_г= 1,2505; I, II–t=150, III, IV–t=80, б – b от температуры при r_г= 0,6962: I, II– Г=500, III, IV – Г=100, в – b от плотности дегазированной нефти r_д.н: I–t=150, Г=500, r_г=1.25, II – t=80, Гп=500, r_г=0.69, III–t=80, Г=500, r_г=1.25; IV–t=150, Г=100, r_г==1,25, IV–t=80, Г=100, r_г=1,25; г– b от давления: 1–t=150, Г= =300, r_г=l,75, II–t=150, Г=100, r_г=1.25, III – t=80, Гп=100, r_г=1.25. IV–t=80, Г=100, r_г=0,69, д – b от плотности газа: 1–t=150, Г=500, II, III–t=80, Г=500, IV–t=150, Г=100, V – t=80, Г=100. Усл. обозн. см. на рис. 1

а–a от газосодержания при р=80 и t=80–150: I, II–r_г=1,25, III–r_г =0,69, IV–r_г=1,25; б–a от плотности газа при p=80 и t=80–150: I, II–Г=300, III–Г=500, IV – Г=300, V, VI– Г=100; в–a от давления при t=80–150: I – Г_п =300, r_г=1,25, II – Гп==300, r_г=0,69, III – Гп= 100, r_г= 1,25, IV –Гп=100, r_г=0,69, г–a от плотности дегазированной нефти r_д.н при р=80, r_г=1,2503, t=80–150: I–Г=700, II – Г=500, III – Г=300, IV – Г=100. Усл. обозн. см. на рис. 1