Свойства пластовых флюидов, отношения PVT

1. Свойства пластовых флюидов – отношения PVT (PVT – Pressure – Давление Volume – Объем Temperature – Температура)

PVT
Свойства пластовых
флюидов –
отношения PVT
(PVT
– Pressure – Давление
Volume – Объем
Temperature – Температура)

2. Для чего нужны PVT?

• Закон Дарси
qo
Kh P
re
18.41 0 B0 ln 0.75 S
rw
• Продуктивность скважины невозможно
рассчитать правильно, не зная свойств
флюидов

3.

Для чего нужны PVT?
• В разных месторождениях залегают разные
типы нефти. Они отличаются друг от друга
по цвету, плотности, газосодержанию и т.д.
Газы могут иметь различную удельную
плотность и содержать различные объемы
примесей.
• Необходим лабораторный анализ
полученных надлежащим образом образцов
флюидов с каждого месторождения.
• Более простой метод: определить хотя бы
некоторые ключевые параметры и
использовать корреляции.

4. Коэффициенты для пересчета в метрическую систему

API: 141.5/(131.5+oAPI) = г/см3
1 bbl x 0.1589 = 1 м3
oF: (oF-32)/1.8 = oC
1 ft x 0.3048 = 1 м
1 psi x 6.895 = 1 кПa
1 atm = 14.7 psi
1 scf/d x 0.02832 = 1 std m3/d
1 scf/STBO x 0.1801 = 1 std m3/std m3
o

5. PVT - Определения

• Фаза (состояние) описывает агрегатное
состояние системы (газообразное, жидкое,
твердое);
• Компонент относится к отдельным
составным частям независимо от состояния
системы;
• Моль – грамм-молекулярный вес;
• Мольная доля – отношение количества
молей компонента к общему количеству
молей в смеси;
• Массовая доля – отношение массы
компонента к общей массе смеси

6. Фазовая диаграмма – Чистое вещество

Давление
pc
График
темпер
атуры п
лавлен
ия
Фазовая диаграмма – Чистое
вещество
Твердая
фаза
C
Жидкая фаза
ф
Гра
да
к
и
ния
е
вл
па р
а
Газообразная фаза
T
Температура
Tc

7. Фазовые превращения - определение

Фазовые превращения определение
• Критическое давление – давление, выше
которого жидкость и газ не могут
сосуществовать, какова бы ни была
температура;
• Критическая температура – температура,
выше которой газ не может
конденсироваться, каково бы ни было
давление;
• Тройная (нонвариантная) точка – точка, в
которой твердая, жидкая и газообразная
фазы сосуществуют в условиях равновесия.

8.

Диаграмма фазового состояния двухфазной
системы (нефть – газ)

9. Фазовая диаграмма – двухкомпонентная система

Постоянная температура
Жидкость
сыщения
График на
Давление
Общий состав
Гра
Жидкость + газ
сы
ки р о
ч
о
т
фик
Газ
0
Состав, (мольная доля)i
1

10. Фазовая диаграмма - смесь

400
300
Точка насыщ
ения
Давление, psia
Фазовая диаграмма - смесь
Критическая точка
4
45
0 o 54
oF
425
o
400
o
Точ
ка
350 o
рос
ы
200
300 o
0.1
0.2
0.3
Объем, куб.фт/фунт
0.4

11. Пять пластовых флюидов

Летучая нефть
Нелетучая нефть
20
то
чк
и
30
40
50
80 9
0
7
60 0
% жидкости
50
Гр
аф
ик
90 % жидкости
80
7900
60
на
сы
щ
ен
ия
Летучая нефть
Давление
Тяжелая нефть
и
чк
то я
ик ени
ф
щ
а
Гр асы
н
2
График точки
росы
Критическая
точка
10
40
30
3
5
10
20
Сепаратор
Сепаратор
График пластового
давления
1
Температура
5
0
Ретроградный газ
рос
ы
точ
ки
2
2
1
% жидкости
Сепаратор
Температура
Жирный газ
50
225
5
1
Сепаратор
Сухой газ
% жидкости
5
30
1
Гра
фи
к
точ
ки
фи
к
Критическая
точка
15
Гр
а
на фи
сы к т
о
30щен чки
ия
25
20
% жидкости
Жирный газ
Гр
а
Давление
De
w
po
lin
e
in
t
4
300
ep
o
bl
1
ро
сы
in
tl
in
e
2
Критическая
точка
Bu
b
График пластового
давления
График пластового давления
1
Давление
росы
Температура
Температура, °F
Ретроградный газ
ч ки
ик то
Граф
Давление
Давление, psia
График пластового
давления
График точки росы
Критическая
точка
1
График
пластового
давления
Сепаратор
Температура
Сухой газ

12. Компоненты природных нефтесодержащих жидкостей

Компонент
Сероводород
Углекислый газ
Азот
Метан
Этан
Пропан
i-бутан
n-бутан
i-пентан
n-пентан
Гексаны
Гептаны+
Свойства гептанов+
Удельная плотность
Молекулярная масса
Состав,
молекулярный процент
4.91
11.01
0.51
57.70
7.22
4.45
0.96
1.95
0.78
0.71
1.45
8.35
100.00
0.807
142 фунт./фунт. моль

13. Разница между тремя видами газов

• Сухой газ – одинаковый газ при пластовых
и поверхностных условиях
• Жирный газ – пластовый газ представляет
собой комбинацию конденсата и газа в
поверхностных условиях
• Ретроградный газ – газ в пластовых
условиях объединяет газ в поверхностных
условиях и конденсат, но часть конденсата
(ретроградный конденсат) остается в пласте

14. Идентификация месторождений

Первоначальное
газосодержание,
scf/STB
Первоначальная
плотность
товарной жидкости,
API
Цвет товарной
жидкости
Нелетучая Летучая
нефть
нефть
<1750
от 1750
до 3200
Ретроградный газ
> 3200
Жирный
газ
> 15,000*
Сухой газ
100,000*
< 45
> 40
> 40
до 70
Жидкости
нет
Темный
Цветной
Слегка
окрашенный
Бесцветный
Жидкости
нет
*для технологических целей

15. Лабораторный анализ

Нелетучая
Летучая
Ретроград- Жирный
Сухой
нефть
нефть
ный газ
газ
газ
Смена фазы
В точке
В точке
В точке
Не
Не
в пласте
насыщения насыщения
росы
меняется меняется
Гептаны+,
> 20%
20 to 12.5
< 12.5
< 4*
< 0.8*
молекулярный
процент
Объемный
коэфф-т в
точке
насыщения
< 2.0
*для технологических целей
> 2.0
-
-
-

16. Основные тенденции добычи

Время
Время
Сухой
газ
Ретроградный Жирный
API
Время
Газосодержание
Время
API
Время
газ
Газосодержание
Газосодержание
газ
API
Газосодержание
Время
API
Время
API
Газосодержание
Нелетучаая Летучая
нефть
нефть
Время
Жидкости
нет
Время
Жидкости
нет
Время

17. Свойства сухого газа

18. Уравнение состояния идеального газа

pVM RT
другие формы:
pV n R T
m
pV R T
M
RT
pv
M

19. Свойства идеального газа

• Объем, занятый молекулами, незначителен
в сравнении с объемом газа
• Между молекулами не действуют силы
притягивания или отталкивания
• Все столкновения полностью упруги
Смеси идеальных газов
• Вероятная молекулярная масса
Ma y j M j

20. Физические константы

Вещество
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
n-бутан
Изопентан
n-пентан
Неопентан
n-гексан
2-метилпентан
3-метилпентан
Neophexane
2,3-диметилбутан
Сероводород
Углекислый газ
Азот
Аргон
Кислород
Формула
CH4
C2 H6
C3H8
C4H10
C4H10
C5H12
C5H12
C5H12
C6H14
C6H14
C6H14
C6H14
C6H14
H2S
CO2
N2
A
O2
Молярная масса,
молекулярная
масса
16.043
30.070
44.097
58.123
58.123
72.150
72.150
72.150
86.177
86.177
86.177
86.177
86.177
34.08
44.010
28.0134
39.944
31.999
Критические константы
Давление, Температура,
psia
F
666.4
706.5
616.0
527.9
500.6
490.4
488.6
464.0
436.9
436.6
453.1
446.8
453.5
1300.
1071.
493.1
704.2
731.4
-116.67
89.92
206.06
274.46
305.62
369.10
385.8
321.13
453.6
435.83
448.4
420.13
440.29
212.45
87.91
-232.51
-188.53
-181.43

21. Удельная плотность газа

g
g
g
air
p Mg
RT
p Mair
RT
Mg
29
• Обе плотности измерены при одинаковой
температуре и одинаковом давлении, обычно при
температуре 60 F и атмосферном давлении
• Иногда называется g (воздух = 1)

22. Уравнение состояния реального газа

p VM z R T
другие формы:
p V znR T
m
pV z RT
M
z RT
pv
M

23. Коэффициент сжимаемости

• Z называется коэффициентом сжимаемости
• Также называется коэффициентом отклонения газа,
сверхсжимаемостью или z-коэффициентом
• Определение:
• То есть:
Vreal
z
Videal
Videal
Vreal
nR T
p
zn R T
z Videal
p

24. Типичный график z-коэффициента

Коэффициент сжимаемости, z
Типичный график zкоэффициента
z приближается к 1.0
1.0
п
м
Те
реальный V меньше
идеального V
0
0
а
р
е
а
р
ту
=
н
ко
а
т
ан
т
с
Реальный V больше
идеального V
Давление, p

25. Z-коэффициенты для метана

Метан
1.1
404
342 320
262 240
212
0.9
170
5000
140
104
44
p VM
Z
RT
-84 -70-54 -40 -22 -4
4000
32
0.7
-4
0.5
104
140
170
212
240
262
320
342
404
3000
-54
-70
32
44
-22
-40
1.6
2000
1.4
1.2
-84
0.3
1.0
0.1
0
1000
6000
Давление, psia
8000
10000
p VM
Z
RT

26. Приведенное давление

p psia
pr
p c psia
Приведенная температура
T R
Tr
Tc R

27. Z-коэффициенты при приведенном давлении и приведенной температуре

1.0
C5H12
C3H8
Tr = 1.3
0.8
CH4
C5H12
C
H
H8
2
C3
C 5H 1
0.6
4
Tr = 1.2
Tr = 0.9
Tr = 1.0
C3H8
CH4
C6H14
C5H12
C3H8
C 6H 14
Коэффициент сжимаемости, z
=
pV
RT
Tr = 1.5
Tr = 1.1
CH4
C5H12
0.4
C3H8
CH4
CH4
C3H8
C5H12
0.2
0
0
0.6
1.2
1.8
Приведенное давление, pr
2.4
3.0

28. Псевдокритические значения

• Данные о критической температуре и критическом
давлении не всегда имеются
• Определите псевдокритическую температуру и
псевдокритическое давление, Tpc and ppc
• Изначально (правила Кея):
Tpc y j Tcj
ppc y j p cj
• Свяжите z-коэффициент с:
Tpr
T
Tpc
R
R
ppr
p psia
ppc psia

29. Плотность газа

• Уравнение:
pM
g
zRT
• Единицы - фунтов/кубические футы
или
g lb / cu ft
psi
144 sq in / sq ft
ft

30. Типичный график – плотность газа

31. Объемный коэффициент газа (Bg)

• Определение – отношение объема газа в пластовых
условиях к объему газа в поверхноcтных условиях
• Единицы• Уравнение –
res cu ft/scf, res bbl/scf, res bbl/Mscf
VR
Bg
Vsc
p sc z T res cu ft
Bg
Tsc p
scf
• Или -
bbl
p sc z T res bbl
1000
Bg
M 5.615 cu ft Tsc p Mscf

32. .

Объемный коэффициент газа
(Bg)
.
Объемный коэффициент газа, rb/Mcf
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Давление, psia
3000
3500
4000
4500

33. Вязкость газа (g)

Вязкость газа ( g)
• Определение – сопротивление потоку жидкости, т.е.
большие значения вязкости = низкому дебиту
• Единицы – сантипуаз или сантистокс
• Корреляция уравнения
g A 10
Где: A
B
C
=
=
=
4
EXP B
C
g
f(Ma, T)
f(Ma, T)
f(Ma, T)
• Таким образом g = f( g, Ma, T) or g = f(z, Ma, T)

34. Типичный график – вязкость газа

35. Коэффициент изотермической сжимаемости газа (сжимаемость газа)

• Определение
1
cg
V
V
p T
1
p
• Идеальный газ
cg
• Реальный газ
1 1 z
cg
p z p T
• Корреляция
c g f g , z , p, T или
c g f M a , z , p, T

36. Типичный график коэффициента изотермической сжимаемости газа

37. Свойства газа

g
P Ma
,
zR T
Bg
p sc z T
Tsc p
g f Ma , g , T
c g f g , z , p, T
Ma 29 g
• т.е., необходимы z и Ma
• т.е., необходимы Tpc, ppc
• т.е., необходим g
Таким образом, единственное свойство газа,
необходимое для определения всех газовых корреляций
– либо состав газа, либо удельная масса газа.

38. Свойства нелетучей нефти

39. Удельная плотность нефти

o
o
w
• Обе плотности измерены при одинаковой
температуре и одинаковом давлении, обычно при
температуре 60 F и атмосферном давлении
• Иногда называется o (60/60)
API плотность нефти
141.5
API
131.5
o

40. Пластовое давление > давления насыщения для нефти

Пластовое давление > давления
насыщения для нефти
Сепаратор
scf
scf
Резервуар
STB
Bo =
res bbl
Нефть
p > pb
res bbl oil
STB

41. Объемный коэффициент нефти (Bo)

• Определение – отношение объема нефти в
пластовых условиях к объему товарной нефти
• Единицы - res bbl/STB
• Когда нефть попадает на поверхность,
происходит следующее:
1. Потеря массы – газ переходит из растворенного состояния
в свободное
2. Снижение температуры – от пластовой температуры до
60 F
3. Расширения – давление падает от пластового до
атмосферного

42. Типичный график – объемный коэффициент нефти (Bo)

2
Bo
Недонасыщенная
Насыщенна
я
1
pb
1
p, атм
200

43. Пластовое давление > давления насыщения для нефти

Пластовое давление > давления
насыщения для нефти
Rsb =
Сепаратор
scf
scf
STB
scf
Резервуар
STB
Bo =
res bbl
Нефть
p > pb
res bbl oil
STB

44. Содержание растворенного газа в нефти (Rs)

• Определение – объем газа,
высвобождающегося из нефти при переходе от
пластовой температуры и давления к
поверхностным
• Единицы – газ в кубических футах в
стандартных условиях к баррелю нефти в
стандартных условиях, scf/STB

45. .

Типичный график Содержание растворенного газа в
нефти (Rs)
Содержание газа, растворенного в нефти, scf/stb
.
800
Недонасыщенная
700
600
Давление насыщения
Насыщенная
500
400
300
200
100
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Давление, psia
3000
3500
4000
4500

46. Пластовое давление < давления насыщения для нефти

Пластовое давление < давления
насыщения для нефти
scf
Rsb =
scf
Сепаратор
res bbl gas
Bg =
Mscf
scf
STB
scf
Резервуар
STB
Газ
res bbl
res bbl
Bo =
Нефть
p < pb
res bbl oil
STB

47. Коэффициент изотермической сжимаемости нефти - p > pb

Коэффициент изотермической
сжимаемости нефти - p > pb
Определение
co
1
V
V
p T
или
co
Нефть
Нефть
Hg
Hg
1 Bo
Bo p T

48. Коэффициент изотермической сжимаемости нефти - p > pb

Коэффициент изотермической
сжимаемости нефти - p > pb
1 Bo
co
Bo p T
Bg R s
Bo p T
Газ
Нефть
Нефть
Hg
Hg

49. Типичный график – сжимаемость нефти

50. Плотность нефти (ρo) Единицы – г/см3, т/м3, кг/м3

o, г/см3
47
0.86
0.82
39
pb
0
p, атм
6000
200

51. Вязкость нефти (μo)

• Определение – сопротивление
потоку жидкости, т.е. большие
значения вязкости = низкому дебиту
• Единицы: Сантипуаз = (сантистокс)
(плотность g/cc)

52. Типичный график – вязкость нефти (μo)

o, cp
1,1
0,3
0
p, атм
pb
200
6000

53. Промысловые данные для корреляций

• Точное значение pb поможет увеличить точность
результатов всех корреляций – в противном случае
используйте корреляцию для pb
• Rsb требуется во всех корреляциях – выводится из
данных добычи
API товарной нефти требуется во всех корреляциях
– выводится из данных продаж нефти
gSP газа на сепараторе. Требуется в большинстве
корреляций - выводится из данных продаж газа

54. Динамика добычи/давления для типичной нелетучей нефти

Газосодержание
Дебит
Пластовое
нефти, MSTB/d давление, psia
Динамика добычи/давления для
типичной нелетучей нефти
9000
6000
3000
100
75
50
25
4000
3000
2000
1000
0
1978
1979
1980
Время
1981

55. Промысловые данные для корреляций

• Постройте график отношения газосодержания к
накопленной добыче
• Постройте график отношения измеренных средних
пластовых давлений к накопленной нефтедобыче
• Rsb – начальное газосодержание
• pb - давление, при котором кривая давления выпрямляется –
как раз перед тем, как начинает возрастать газосодержание
• Если газосодержание рассчитывается с использованием
товарного газа (что обычно и происходит), для получения Rsb
необходимо добавить величину количества газа в резервуаре,
т.е., Rsb = RSP + RST
• Корреляция
RST = f (API, γgSP, pSP, TSP)

56.

Пять основных процедур:
Определение состава
Однократное дегазирование
Многократное дегазирование
Испытания на сепараторе
Измерение вязкости нефти

57. Лабораторное измерение однократного дегазирования

pb
Vt
Жидкость
Vt
Liquid
Жидкость
Vt
Liquid
Liquid
Жидкость
Vt
Газ
Жидкость
Hg
Hg
Hg
Второй
этап
Газ
Жидкость
Hg
Первый
этап
Vt
Третий
этап
Hg
Четвертый
этап

58.

Данные,
полученные на
основе
однократного
дегазирования
p
Давление,
psig
5000
4500
4000
3500
3000
2900
2800
2700
2605
2591
2516
2401
2253
2090
1897
1698
1477
1292
1040
830
640
472
Vt
Общий объем,
cc
61.030
61.435
61.866
62.341
62.866
62.974
63.088
63.208
63.455
63.576
64.291
65.532
67.400
69.901
73.655
78.676
86.224
95.050
112.715
136.908
174.201
235.700

59. Определение давления насыщения по данным однократного дегазирования

Давление, psig
Определение
давления
насыщения по
данным
однократного
дегазирования
4500
3500
pb=2620
2500
1500
60
Vb=63.316
Объем, CC
70

60. Лабораторное определение многократного дегазирования

Газ
pb
Vo
Жидкость
Газ
Vo
Жидкость
Жидкость
Газ
Газ
Жидкость
Жидкость
Hg
Hg
Hg
Vo
Hg
Первый этап
Hg
Второй этап

61.

Данные многократного
дегазирования
p
Давление,
psig
2620
2350
2100
1850
1600
1350
1100
850
600
350
159
0
0
Удаленный
газ,*
cc
4.396
4.292
4.478
4.960
5.705
6.891
8.925
12.814
24.646
50.492
Удаленный
газ,**
scf
0.02265
0.01966
0.01792
0.01693
0.01618
0.01568
0.01543
0.01543
0.01717
0.01643
0.03908
*при 220 F и давлении камеры
**при 60 F и 14.65 psia
Vo
Объем
нефти,
cc
63.316
61.496
59.952
58.528
57.182
55.876
54.689
53.462
52.236
50.771
49.228
42.540
39.572
при
60 F
Возрастающая
плотность газа
0.825
0.818
0.797
0.791
0.794
0.809
0.831
0.881
0.988
1.213
2.039

62.

Vo
Возрастающая
Vg
p
Удаленный Удаленный
Объем
плотность газа Растворен
Давление,
газ,*
газ,**
нефти,
ный газ
psig
cc
scf
cc
scf
2620
63.316
0.21256
2350
4.396
0.02265
61.496
0.825
0.18991
2100
4.292
0.01966
59.952
0.818
0.17025
1850
4.478
0.01792
58.528
0.797
0.15233
1600
4.960
0.01693
57.182
0.791
0.13540
1350
5.705
0.01618
55.876
0.794
0.11922
1100
6.891
0.01568
54.689
0.809
0.10354
850
8.925
0.01543
53.462
0.831
0.08811
600
12.814
0.01543
52.236
0.881
0.07268
350
24.646
0.01717
50.771
0.988
0.05551
159
50.492
0.01643
49.228
1.213
0.03908
0
0.03908
42.540
2.039
0.0
0
39.572 при
60 F
*при 220 F и давлении камеры
**при 60 F и 14.65 psia
0.21256
Vr = 39.572 cc = 0.00024890 bbl

63.

Лабораторные испытания на сепараторе
pb
Rsb =
Газ
scf
STB
Газ
scf
Жидкость
Hg
Hg
Сепаратор
resbbl
scf
Резерв
уар
Жидкость
STB
Жидкость
Bob =
resbbl
STB

64. Результаты испытаний на сепараторе для Good Oil Co. № 4

1.485
1.475
800
41.0
790
°API
780
40.5
Rsb
770
Bob
760
50
100
150
200
250
Давление на сепараторе, psig
40.0
300
Мааса нефти в резервуаре, °API
1.495
Содержание растворенного газа в нефти, Rsb
Объемный коэффициент нефти, Bob
Результаты испытаний на
сепараторе для Good Oil Co. № 4

65. Свойства флюидов и пород

• Содержание растворенного газа в нефти (Rs)
• Объемный коэффициент нефти (Bo)
• Объемный коэффициент газа (Bg)
• Общий объемный коэффициент (Bt)
• Сжимаемость пласта (cf)
• Сжимаемость воды (cw)

66. .

Сжимаемость
.
• Коэффициент изотермической
сжимаемости (c)
.
1 dv
c
vi dp
1 v
c
vi p
v v ic p

67. Базовые физические свойства нефти и газа

Объемный фактор нефти (ВО)
[м3/м3]
Газосодержание (RS)
[м3/м3]
Плотность нефти (ρО)
[кг/м3]
Давление (Р)
Молекулярная масса нефти (МО)
[МПа]
[кг/кг х моль]
Вязкость нефти (μО)
[сПз]
Температура (Т)
Относительная плотность
нефти по воде ( О)
[оК]
O
( O ) SC
( W ) SC
(ρО)SC – плотность нефти в поверхностных условиях
(ρW)SC – плотность воды (ρ 1000 кг/м3)
9.
Относительная плотность газа по воздуху
Мвозд. = 28,97
g
Mg
M возд .

68. Газосодержание нефти по корреляции Vasquez and Beggs

.
RS C1 gc P
C2
C3
C4
exp
T
0T
где
gc g (1 5,912 10 5 (
Ps , Ts
o
131,5)(1,8Ts 460) log(
давление и температура в сепараторе
0
С1
С2
С3
С4
141,5
0,876
1,166
0 0,876
1,491
1,187
1881,24
1748,29
1,0937
2022,19
1879,28
Ps
))
0,790

69. Вязкость нефти по корреляции Beggs and Robinson

.
1)
где
2)
где
Вязкость разгазированной нефти
2 ,862545
5, 6926
μod = 10х – 1
X (1,8 T 460) 1,163 10
Поправка вязкости нефти на содержание газа
μOS = АμBod
А = 10,715 (5,552RS + 100) -0,515
В = 5,44 (5,552RS + 150) -0,338
3)
Для Р>Рb
P m
o ob ( )
Pb
где m 972 P1,187 exp( 11,513 0,0132 P )

70. Объемный фактор по корреляция Vasquez and Beggs

.
Bo = 1 + C1RS + F(C2 + C3RS)
где
F (
254,7 T
73580
1
236,7 T
68380)
O
O
gc
0 0,876
0 0,876
C1
2,6 10 3
2,6 10 3
С2
1,100 10 5
1,751 10 5
С3
0,742 10 8
1,005 10 7

71. Сжимаемость нефти по корреляции Vasquez and Beggs

1784,3
27,76 RS 31 T 1180 gc
11003
O
СО
8
10 P

72. Плотность нефти по корреляции Standing

1)
P < Pb
O
1000 O 1,21 gd RS
BO
P b Ob exp(Co ( P Pb ))
2) Р
O ≥
Со-сжимаемость нефти

73. Свойства пластовой воды

74.

Состав воды в нефтяном
месторождении
• Все пластовые воды содержат растоворенные
твердые тела, прежде всего хлорид натрия
• Типичные катионы - Na+, Ca++, Mg++ иногда
K+, Ba++, Li+, Fe++, Sr++
• Типичные анионы - Cl-, SO4--, HCO3- иногда
CO3--, NO3-, Br-, I-, BO3---, S—
• Также другие попутные ионы от 30 до 40

75. Минерализация воды – типичные единицы

Значение
Символ
Масса твердых
веществ в процентах
Частицы на миллион
Cw
g solid
100 g brine
Cpm
g solid
106 g brine
Cmg/l
g solid
10 ml brine
Cgr/gal
grains solid
gallon brine
Миллиграммы на
литр
Частицы на галлон
Определение
6
• Может быть, начиная с 200 ppm, до давления насыщения, при
давлении насыщения этот показатель может превышать
300,000 ppm
• Для справки: содержание твердых веществ в морской воде
35,000 ppm

76. Удельная плотность пластовой воды

w
brine
pure water
Обе плотности измеряются при одинаковой
температуре и давлении, обычно при 60 F и
атмосферном давлении
Давление насыщения для пластовой воды
• Нефтяной пласт – давление насыщения для воды
равно давлению насыщения для нефти
• Газовая залежь – давление насыщения для воды
равно начальному пластовому давлению

77. Типичный график – содержание газа, растворенного в воде

78. Типичный график – плотность воды

79. Типичный график – сжимаемость воды

80. Сопротивление эквивалентных NaCl растворов

Минерализация
пластовой воды
• Получение точных
образцов пластовой
воды является
сложной задачей
Temperature
(oF) (oC)
500 260
240
220
400 200
180
160
300
250
• Аналитик по каротажу
должен иметь данные
о сопротивлении воды
при пластовой
температуре
120
100
200
150
40
6000
8000
10,000
20,000
30,000
40,000
30
60,000
80,000
100,000
20
200,000
300,000
60
50
600
800
1000
3000
4000
80
70
300
400
80
70
)
( )(
2000
50
100
Equivalent NaCl
Concentration
grains/gal
ppm
or
@ 24oC
mg/kg
or 75oF
200
90
60
90
• Существует связь
между
минерализацией и
сопротивлением воды
140
Сопротивление
эквивалентных NaCl
растворов
20
30
40
50
R
( . m)
20
10
8
6
5
4
3
2
100
200
1
0.8
300
400
500
0.6
0.5
0.4
0.3
1000
0.2
2000
3000
4000
5000
0.1
0.08
10,000
13,000
17,500
0.06
0.05
0.04
0.03
10
0.02
0.01

81.

ПРОГРАММКА PVT

82.

ТАБЛИЧКА PVT ПО ЮКОСу

83. Горизонтальные скважины