Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды).

В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и количества растворимого газа свойства её в пластовых условиях могут значительно отличаться от свойств на поверхности. Менее значительно, но всё же отличаются так же и свойства пластовых вод от их свойств в атмосферных условиях. Характеристики пластовых жидкостей существенно влияют на схему и режим разработки залежей. Поэтому их свойства служат важнейшим исходным материалом при проектировании разработки месторождений нефти.

Растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри:

V = α p,

где V – объём растворённого газа в единице объёма жидкости (м³/м³), α – коэффициент растворимости газа при данной температуре; p – давление, (Па) – только в случае плохо растворимых газов (метан, азот). Для других газов коэффициент растворимости α уменьшается с ростом давления. С увеличением молекулярной массы углеводородных газов растворимость их в нефти возрастает. При незначительных давлениях α для нефтяных газов может достигать 10Мпа^-1. При высоких давлениях в 1м³ нефти может содержаться несколько сот кубометров газа. С увеличением количества растворённого газа увеличивается объём нефти, уменьшаются её плотность и вязкость.

Давление насыщения нефти газом – это то давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти. Оно зависит (кроме состава нефти и газа) от температуры системы, количества растворённого газа, скорости снижения давления и других факторов. В лабораторных условиях этот параметр определяют при пластовой температуре обычно путём снижения давления в пробе нефти за счёт её расширения в бомбе PVT или в прессе высокого давления. С момента начала выделения газа из нефти интенсивность снижения давления по мере увеличения объема смеси резко сокращается. Скорость снижения давления в пробе несравнимо со скоростью снижения его в залежи и поэтому считается, что

В пластовых условиях возможно некоторое запоздание процесса начала выделения газа из нефти. При содержании азота в составе растворённого газа давление насыщения нефти газом может существенно возрастать.

Объёмный коэффициент нефти и воды в – отношение объёма жидкости с растворённым в ней газом в пластовых условиях к объёму этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях). Известь нефти, объёмный коэффициент которого превышает 3,5, для пластовой воды этот коэффициент редко превышает 1,06.

Вязкость нефти и воды зависит в основном от состава углеводородов нефти, температуры и количества растворённого газа. Вязкость – свойство жидкости при движении оказывать сопротивление перемещению её частиц относительно друг друга. Динамическая вязкость определяется выражением

μ = F/S*Z₂-Z₁/V₂-V₁ ,

где F – потенциальная сила внутреннего трения в жидкости (Н), S – площадь, на которую действует эта сила (м²), Z₂-Z₁ – расстояние между двумя бесконечно тонкими слоями жидкости (м), движущимися со скоростями V₂ – V₁ (м/с). Единица динамической вязкости равна 1Па*с. Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1Па*с, поэтому в практике часто пользуются внесистемными единицами вязкости – пуаз (=0,1Па*с), сантипуаз (=10^-3Па*с). Динамическая вязкость воды при +20⁰С приблизительно равна 1сП.

Если в нефти содержится большое количество парафина и смол, она приобретает реологические свойства неньютоновских жидкостей. Для фильтрации таких нефтей в пористой среде необходимо воздействие градиентов давления, при которых достигаются в капиллярах напряжения, превышающие динамические напряжения сдвига.

Вязкость пластовых жидкостей обычно измеряют с помощью вискозиметров высокого давления (по времени качения шарика в калиброванной трубке, заполненной испытуемой жидкостью).

Относительная или условная вязкость показывает во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при температуре 20⁰.

Плотность нефти – отношение её массы к объёму при стандартной температуре 20⁰С и атмосферном давлении колеблется от 700 до1000 кг/м³. Плотность нефти определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля. В практике часто пользуются относительной плотностью, которая численно равна отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при температуре 4⁰С. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности сепарированной.

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей и при широком изменении минерализации может быть различной.

Сжимаемость нефти измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) определяемым из соотношения

β_н =1/V* V/ p,

где β_н- коэффициент сжимаемости нефти в 1/Па , V – изменение объёма нефти в м³ , V – исходный объём нефти в м³ , p – изменение давления в Па.

Нефти, не содержащие растворённый газ, имеют коэффициент сжимаемости порядка 4*10^-10 –7*10^-101/Па. Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа имеют повышенный коэффициент сжимаемости (до 50*10^-101/Па и выше).

Всего в пределах Ельниковского месторождения (с Прикамским участком) было проанализировано 116 проб пластовой воды.

Пластовые воды турейских, яснополянских и каширо-подольских отложений являются хлор-кальциевыми рассолами.

Вязкость пластовых вод в пластовых условиях в среднем составляет 1,471 г/см³ с учетом плотности этих рассолов 1,171 г/см³ и геотермических условий в каждом из нефтекомплексов. Температура подземных вод каширо-подольского комплекса изменяется от 19 до 28 ⁰С.