3. Электрические или тепловые свойства г.П.
Электр-е св-ва
Большинство г.п. явл-ся естественными диэлектриками, поэтому эл-е св-ва в основном определяются эл-ми св-вами насыщающих г.п. флюидов. Н и г – диэлектрики, поэтому определяющим элементом является вода.
Так как большая часть коллекторов явл-ся гидрофильными (смач-ся водой), то эл-е св-ва в основном зависят от формы присутствия воды в пласте. Вода в г.п. может находиться в виде:
1) Остаточная вода, оставшаяся после замещения воды нефтью (=10…70%)
2) Обводненные каналы ф-ции – нефти нет, только вода
3) Химически связанная вода с поверхностью поровых каналов (глин-е породы)
На эл-е св-ва г.п. влияет минерализация воды (кол-во р-ренных солей). Параметром, хар-щим эле-е св-ва г.п., явл-ся удельное эл-е сопротивление (ом·м). По уд.эл.сопр. определяют:
1) текущую н/насыщ-сть пласта во время его первичного вскрытия
2) скорость родвижения ВНК по залежи (в процессе добычи ВНК меняется).
3) определение местоположения обводнившихся пропластков.
Все эти работы проводятся геофизич-ми службами в только открытом стволе скважины (или если обсадные трубы – металло-пластиковые).
Тепловые св-ва г.п.
1) С – удельная
массовая т/емкость 
Q – кол-во теплоты; М – масса породы; Т – темп-ра.
Физич-й смысл: хар-зует кол-во теплоты, требуемой для нагрева г.п. на 1°С.
2) к-нт т/проводности
λ - к-нт пропорц-сти (т/проводности); Т – темп-ра; х – длина рассматриваемого участка; S – площадь поперечного сечения; dt – время.
3) к-нт температуропров-сти
- по длине 
;
- по объему 
Знание характеристик тепловых св-в г.п. необходимо, прежде всего, для оценки потребного кол-ва тепла в процессе тепловой обработки пзп; а также для выбора теплового режима заачки охлажденной воды в нефтяной пласт.
Воду закачивают для:
- ее утилизации;
- поддержания давления.
4. Состав и основные св-ва г.П.
Состав нефти:
1) предельные (СnH2n+2) С1-4 – газы; С5-17 – ж-сти; С18-35 – твердые у/в (парафины); С36… - церизины.
2) Непредельные (нафтены, изоалканы) – СnН2n
3) Ароматические – у/в бензольного ряда (хорошие растворители)
Также присутствуют О-содержащие компоненты (асф-ны, смолы), се5рнистые соединения (сульфиды, сера), инертные газы (гелий), СО2, N-содерж-е и др.
Классификация пл-х нефтей:
1) По содержанию в нефти S: малосернистые (ω<0,5% S); сернистые (0,5…2%); высокосернистые (>2%)
2) по кол-ву параф-х у/в: малопарафинистые (<2%); парафинистые (2…6%); высокопарафин-е (>6%)
3) по содерж-ю смол: малосмолистые (<6%); смолистые (6…18%); высокосмолистые (>18%)
Основные физич-е параметры для н и г
1) Плотность (рисунок 1 справа)
ГАЗ: для газовых
залежей (
);
г/конд. залежей (
);
нефтяные залежи (
).
Относительная плотность: d=ρГ/ρВозд (=1,293)
НЕФТЬ: ее плотность зависит от кол-ва и вида (состава) газообразных компонентов (ρН=600…1000 кг/м3)
Давления насыщения
2) Вязкость (рисунок 2, справа)
ГАЗ:
;
λ, νГ,
ρГ
– длина свободного пробега молекулы
газа, скорость молекулы газа и плотность
газа 
3) РНАС
н и г - max-е
давление, при котором выделяется первый
пузырек свободного газа
I: происходит изотермическое расширение н. Пластовая нефть явл-ся однофазной (только ж-сть)
II: происходит выделение свободного газа; система – 2-хфазная (рисунок слева).
Знание значения РНАС необходимо для:
1) Контроля за изменением физ-х св-в нефти при различных термодинам-х условиях
2) Для оптимизации глубины спуска подъемника пол уровень ж-сти в скв-не
3) Для выбора рациональной величины депрессии с точки зрения max-й полноты извлечения н из пласта (ΔР=РПЛ-РЗАБ)
Факторы, влияющие на РНАС:
1)
кол-во и состав р-ренного газа
2) Содержание в составе н тяжелых у/в
3) температура породы
4) Объемный к-нт нефти – отнош-ние объема пласт-ой н к объему поверхн-ой.
.
«в» использ-ся при расчетах ф-ционных
параметров пзп и показывает насколько
эти параметры отличаются в случае ф-ции
в пласте газированной ж-сти.
По величине «в» просчитывается параметр усадки нефти (u=(в-1)/в)
5) Газовый фактор – кол-во газа, содерж-ся в единице объема (массы) нефти.
G или Г (нм3/м3; нм3/т; н – объем газа приведен к нормальным условиям).
Для большинства нефтей G=20…200 нм3/м3
6) к-нт сжимаемости н – определяется так же как и для г.п. Его величина зависит от кол-ва газа, водерж-ся в нефти
βН=(4…7)·10-10 Па-1
βН=(20…30)·10-10 Па-1