Плотность пластовых вод.

Плотность пластовых вод увеличивается с увеличением концентраций солей и в среднем для нефтяных месторождений плотность вод колеблется в пределах 1160...1190 кг/м³.

Плотность вод несколько уменьшается с увеличение температуры, и практически не зависит от давления. Сжимаемость пластовой воды оценивается по следующей формуле:

, [Па^-1, МПа^-1]

V_B – первоначальный объем воды.

V_В – изменение V воды при измен-ии давления на Р.

Коэффициент сжимаемости в пл. условиях измен-ся в пределах от неск. единиц до 5,0*10^-10Па^-1. Сжимаемость газированной воды увелич-ся с увеличением кол-ва раств-ых газов. Приближенно коэф-нт сжимаемости воды можно характеризовать по формуле:

_вг_в(1 + 0,05Г)

_вг- коэф. сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, Па^-1

_в - коэф. сжимаемости чистой воды (без газа), Па^-1

Г- кол-во газа, раств-го в воде.

Сжимаемость водных растворов солей уменьшается с увеличением концентрации солей в воде.

Вязкость пластовых вод.

Зависит от t-ры и концентрации растворенных солей. T-ра оказывает большее влияние .

1- при атм-ых условиях

2- при Р = 50 МПа

Влияния давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворен. солей. В области низких t-ур (5-10⁰С) вязкость слабоминерализованных вод понижается с повышением давления. Наиболее вязкие хлоркальцевые воды, вязкость их превышает в 1,5-2 раза. Т.к. t воде газа растворяются в небольшом количестве, вязкость её незначительно уменьшается и поэтому вязкость пластовых вод можно измерять обычными приборами в обычных условиях (вискозиметры).

Объемный коэффициент пластовых вод.

Характеризует отнош-ие объема воды в пластовых условиях к Vтой же воды,но в стандартных пов-ных условиях (t=20⁰С, Р=0,1МПа)

В _в = V_{в пл}/V_{в пов}

Объемный коэффициент пластовой воды увелич. с увелич. кол-ва растворенного в ней газа. Увеличение Р_пл способствует незначительному уменьшению В _в, а рост t-ры сопровождается небольшим его повышением. Поэтому В_в изменяется в сравнительно узких пределах В_в – 0,99….1,06

Правый предел(1,06) В_в относится к высокой t-ре (120 ⁰С) и низкому давлению, левый – к высокому давлению (32 МПа)

Тепловое расширение воды.

С увеличением t-ры вода расширяется, это характеризуется коэффициентом теплового термического расширения воды. Этот коэффициент показывает изменение V воды, при повыш-ии t-ры на 1 ⁰С.

Е=1/V_в*V_в /Т

Е – град^-1

V_{в –} нач. V воды

V_в- изменение V воды, при измен-ии темпер. на Т

Е в пластовых водах колебл-ся в след-их пределах К – (18….90)*10^-5град^-1, возрастая с увеличением t-ры и уменьшаясь с ростом Р_пл

Растворимость газов в пластовых водах

Зависит от минерализации и t-ры. При прочих равных условиях лучше всего раств-ся из УВ- метан, из не УВ – СО₂ и Н₂S.

Диаграмма состава пл.вод:

СН₄ ≈ 70%, СО₂ ≈15%, Н₂ S ≈ 7%, N₂ ≈ 4% , остальное ≈ 3%

С увеличением минерализации раст. газов снижается. Зависимость раств-ти природного газа от t-ры и Р имеет сложный характер.

рис. 1

Выводы из рис.1:

1. с повышением температуры раст-ть газов в нач. уменьшается, а затем возрастает пройдя минимум

2. с увелич. давления кривая изотерма имеет более выпуклый характер, что объясняется большим кол-вом раств-го в воде газа.

Электропроводность пл. вод

С повышением минерализации и t-ры увеличивается, а сопротивление уменьшается. Зависимость

Удельное электросопротивление вод нефтяных месторождений измен-ся

R_уд – 0,05 до 1,00 мм.

Закономерности изменения электропов-ти использ. при геофизических методах исследования

(дополнение к теме связанная вода; см. типы пл.вод)

Количественное соед-ие остаточной (связ) воды в нефтяном коллекторе опр-ся пористостью и прониц-ю пласта и эти завис-ти им. вид:

Выводы к рисункам:

1. С увеличением пористости и проницаемости, остаточная водонасыщенность уменьшается.

Лекция №14

Состав и свойства природного газа.

Природный газ добывается из нефтяных, чисто газовых и газоконденсатных месторождений. В составе газа чисто газовых месторожд. наход. 91…99% метана, остальные 1…9% гомологи метана, а также в состав чисто газовых месторожд. входят и не Ув-ые газы: это N₂ до 42% , Н₂S, меркаптаны, СО₂ и такие редкие газы как Ar, He, ксинон, криптон и т.д.

В составе газов, добываемых из газоконденсатных месторождений, содержание СН₄ колеблется от 75 до 88%, остальные гомологи метана не УВ компоненты. В составе попутных газов нефт. мест. сод-ие СН₄ сост.< 35…40%, содерж. гомологов доходит до 30…60%, мн. N₂, СО₂ иногда и Н₂S.

Состав газовой смеси выраж-ся в вид массовой или объемной концентрацией компонентов либо в мольных долях.

1. Массовая конц-ия комп-ов:

W_i=

W_i – массовая конц-ия i-го компонента

М_i- масса i-го компонента, входящего в состав газов. смеси

n-кол-во комп-ов, вход-их в состав газов.

2. Объемная конц-ия компонентов

V_i =

V-объемн. конц-ия

V_i- объем i-го комп-та в сост. смеси

n- число компонентов в смеси

3. Мольная доля

Y_i=

Y_i – мольная доля i-го компонента

n _I –число молей i-го комп-та