- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 4. Физические свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность пластовых вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при концентрации солей 642,8 кг/м3. Приблизительная зависимость плотности воды рв от количества растворенного минерального вещества Q приведена ниже.
в при 15,5 °С, кг/м3 |
1000 |
1020 |
1040 |
1060 |
1080 |
1100 |
1120 |
1140 |
Q, кг/м3 |
Нет |
27,5 |
55,4 |
83,7 |
113,2 |
143,5 |
175,8 |
210,0 |
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения , (V.11)
где F—изменение объема воды при изменении температуры на t; V — объем воды в нормальных условиях.
Из формулы (V. 13) следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1 °С (1К). По экспериментальным данным, в пластовых условиях он колеблется в пределах 1810-5—9010-51/°С, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды (V.12) характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.
В формуле (V.12) V— изменение объема воды при изменении давления на р, а V — начальный объем воды при условиях опыта.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7—5,0) 10-10 Па-1, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле вг=в(1+0,05S), (V.13)
где вг — коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, Па-1; в— коэффициент сжимаемости чистой воды, Па-1; S — количество газа, растворенного в воде, м3/м3.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях VH: (V.14)
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99—1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121 °С) и низкому давлению, левый — к высокому давлению (32 МПа).
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Как следует из рис. V.9, температура имеет большое влияние на вязкость воды. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5—10 °С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления.
Р ис. V.9. Зависимость вязкости хлоркальциевой, морской и чистой воды от температуры при постоянных давлениях (по В. И. Сергеевич и Т. П. Жузе) 1 — вода Каспийского моря при 29,4 МПа; 2 — вода хлоркальциевого типа Туймазинского месторождения при 19,6 МПа; 3 — вода хлоркальциевого типа Туймазинского месторождения при 29,4 МПа; 4 — чистая вода при 29,4 МПа
Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5— 2 раза.
Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом. Поэтому вязкость воды в пластовых условиях можно определить (при практических расчетах) обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении.