Vдег – об`єм нафти при стандартних умовах після дегазації [4].

Подальше збільшення пластового тиску, вище тиску насичення буде впливати на зменшення обсягу нафти в пластових умовах за рахунок її стисливості, що призводить до зменшення коефіцієнта стисливості. Об'ємний коефіцієнт визначається за глибинними пробами. Для більшості родовищ величина b змінюється в діапазоні 1,07-1,3, в азербайджанських нафтах до 1.6. Використовуючи об'ємний коефіцієнт, можна визначити усадку нафти (U) - це зменшення обсягу нафти при підйомі її на поверхню внаслідок дегазації і зниження температури (у%):

U = (b-1/b)*100%

Усадка деяких нефт досягає 45-50 % [2].

Газовий фактор  – вміст газу в продукції нафтових свердловин. Вимірюється в м³/м³, м³/т. Об'єм газу при цьому приводиться до тиску 1,01•10⁵ Па і t=20 °C. Розрізняють первинний (початковий) і поточний газовий фактор. Перший характеризує нафтовий поклад на початку розробки, другий – на кожному її етапі. У випадку, коли пластовий тиск у покладі вищий за тиск насичення (немає виділення з нафти розчиненого газу), газовий фактор залишається постійним і дорівнює первинному газовмісту пластової нафти.

22. Геохімічні критерії виявлення облямівок, переміщення контактів і прогнозу вмісту конденсату

Геохімічні методи контролю за переміщенням ВНК

Закономірні зміни властивостей нафт, газів і конденсатів в межах покладів та по розрізу багатопластових родовищ, а також їх зміни в процесі розробки використовують з метою контролю переміщення ВНК. Особливості: фізичні властивості нафт, а саме низька електропровідність і присутність вод, збагачених мікроелементами, утруднює застосування стандартних електрохімічних методів аналізу, ефективних у вивченні інших природних об`єктів. Найбільш чутливим параметром зарекомендувало себе світлопоглинання нафт (спосіб А.Ф. Гільманшина). Параметр успішно застосовується в ряді регіонів. Зміна параметра обумовлена тісним зв`язком оптичної прозорості нафт з їх хімічним складом. Фотоколориметричні дані представляють у вигляді карт зміни коефіцієнта світлопоглинання Кн на різні дати відбору й аналізу нафт. За картами орієнтовно оцінюють напрямок руху нафти і шлях (вектор на площині ху), пройдений за час Т між вимірами. Якщо розраховувати горизонтальний градієнт зміни властивостей нафт в напрямку руху нафти, швидкість V її руху в пласті можна визначити за формулою V, м/рік = Кн (grad_xy, одиниць / 100м) ( T, роки )

Метод можна застосовувати, якщо в пласті не діють додаткові фактори зміни властивостей нафт, наприклад, адсорбція нафт породами, а лише механічне переміщення. Коефіцієнти світлопоглинання, рефракції нафт, а також густина, в`язкість, вміст асфальтенів і інші показники використовують з метою оцінки впливу нагнітальних свердловин на сусідні видобувні свердловини (спосіб В.В. Девлікамова). Якщо після початку нагнітання води властивості нафт тривалий час залишаються однаковими, значить закачка не ефективна. Це важливо, щоб не працювати впусту, закачуючи воду в непрацюючий порожнинний простір колектора, зони тектонічних порушень тощо. Переміщення ВНК і контурів нафтоносності встановлюється також за способом АзНДІНафтохіму (Баку). Вивчаються періодично, через 4-6 місяців, проби нафт на вміст бензинових фракцій (до 200С) Зменшення вмісту метанових вуглеводнів та збільшення нафтенових в нафтах свідчать про підтоки окисненої нафти з зони ВНК. Вміст циклічних сполук в продукції зростає, якщо пласт-колектор вбирає значні кількості води, що закачується. Отже, в такому випадку нафти відносно збагачуються цикланами. Деякі організації використовують для визначення динаміки переміщення ВНК моніторинг групового й індивідуального складу нафт, так звані спектрограми нафт. Ознаки нафт, які поступають з зон ВНК: більша окисненість та розгалуженість ланцюгів, циклічність структур вуглеводнів, мала довжина нормальних парафінових ланцюгів. Своєчасне виявлення нафтової облямівки покладів Якщо нафтова облямівка виявляється на пізній стадії розробки газоконденсатного покладу, тобто на стадії виснаження, нафту облямівки можна втратити, тому що вона переходить в газову зону і в режимі видобутку газу з пласта не вилучається. Таке буває, коли сітка розвідувальних свердловин не охоплює всю площу поширення та глибини залягання нафтової облямівки.В таких випадках використовують наведені в попередніх лекціях критерії наявності зал ишкової облямівки за складом товарного газу. Наприклад, критерій А.С. Великовського та Я.Д. Саввиної використовує вміст гомологів (С5 + вищі). Якщо він більший за 1,75 %, а вихід стабільного конденсату перевищує 80 см<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>, значить газоконденсатний поклад має має нафтову облямівку або є газовою шапкою над нафтовим покладом. У випадках вмісту (С5 + вищі) менше 1,75 % і кількості стабільного конденсату менше 80 см<sup>3</sup>/м<sup>3</sup> газоконденсатні поклади мають мінімальну нафтову облямівку або не мають її зовсім. Зауважимо, що це справедливо, коли пластовий тиск перевищує 16 МПа. Що це означає? За стандартних гідростатичних тисків це глибини приблизно понад 1,5 км. Тобто, для покладів на малих глибинах цей критерій не працює. Прогноз вмісту конденсату в покладах Існують номограми Т.Д. Островської та В.В. Юшкіна, побудовані по залежностях розчинності конденсатів від групового складу вуглеводнів, температур та тисків. Вони дозволяють прогнозувати для насичених пластових газоконденсатних систем склад конденсату і його вміст в необхідних РТ-умовах. Використовують також умовний параметр – відношення вмісту метану до вмісту кислих газів СН<sub>4</sub> / кисл. Він кореляційно зв`язаний з конденсатногазовим фактором КГФ зворотньою залежністю. Тобто чим більший цей умовний параметр, тим менший конденсатний фактор. За умовним параметром прогнозують вміст конденсату в покладі в цілому. Для недонасичених пластових систем розрізу потенціальний вміст конденсату та тиск початку конденсації можна визначити за відомим груповим складом конденсатів та початковому пластовому тиску в покладі.