Газовый фактор пластовой нефти

От количества растворенного газа в нефти в пластовых условиях зависят многие ее пластовые свойства: плотность, вязкость, молекулярный вес, сжимаемость, текучесть, фильтрация и другие.

Свойства нефти = f (V_г/н), V_г/н = f (Т_пл, Р_пл, Р_нас). (3.12)

Количество растворённого газа (V_г/н) в пластовой нефти зависит от пластовых температур (Т_пл) и давлений (Р_пл), давления насыщения газонефтяной залежи и характеризуется следующими параметрами: газовым фактором пластовой нефти (Г_ст (Р,Т₂₀)) и удельным газовым фактором пластовой нефти (Г′(Р,Т₀)).

Эти величины определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти в лабораторных условиях, в результате которых строят "кривую разгазирования пластовой нефти".

Газовый фактор пластовой нефти – Г_ст(Р,Т₂₀), м³/м³:

Г_ст (Р,Т₂₀) = V_г (Р,Т₂₀)/V_{нефти при ОСР}, (3.13)

где V_г – объём выделившегося равновесного нефтяного газа из пластовой нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования при 20 ^оС при снижении давления от давления насыщения пластовой нефти газом до давления (Р);

V_н – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.

Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (V_г) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15 К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

Однократное стандартное разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно.

Удельный газовый фактор пластовой нефти – Г′(Р,Т), м³/т – представляет собой отношение объёма нефтяного газа ОСР к массе (m) образовавшейся дегазированной нефти:

Г′ (Р,Т₀) = V_г(Р,Т₀)/m _{нефти при ОСР}. (3.14)

Удельный газовый фактор пластовой нефти могут определять при любых термобарических условиях [Г′(Р_i,Т) – при давлении её разгазирования (Р_i) и температуре Т]. Объём нефтяного газа приводят либо к нормальным [V_г(Р_0,1,Т₀)], либо к стандартным [V_г(Р_0,1,Т₂₀)] условиям.

По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м³/м³. То есть в 1 м³ нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м³ газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м³/м³, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м³/м³.

Под газосодержанием (Г^о) понимается объём газа, растворенного в нефти при пластовых условиях. Газосодержание характеризует объёмную долю газа в пластовой нефти и является величиной безразмерной:

Г^о = V_г/V_{н пл} = V_г/V_г+V_н. (3.15)

Этот показатель, часто в технологическом смысле и называют газовым фактором → количество (объём) газа, выделившегося из 1 м³ пластовой нефти при разгазировании. В газонефтяных залежах может в 1 м³ нефти содержаться до 1000 м³ газа. Для газоконденсатных залежей в 1 м³ конденсата может содержаться до 900–1100 м³ газа (газоконденсатный фактор).