Содержание. Тема 4.

4. Состав, классификация и физические свойства нефтей и газов………	2
4.1. Физическое состояние углеводородов в залежи……………………..	2
4.2. Состав нефти…………………………………………………………..	4
4.3. Состав углеводородных газов…………………………………………	10
4.4. Физико–химические свойства нефти…………………………………	14
4.4.1. Плотность нефти……………………………………………………..	14
4.4.2. Вязкость нефти……………………………………………………….	17
4.4.3. Реологические свойства нефти……………………………………….	21
4.4.4. Газосодержание нефтей……………………………………………….	24
4.4.5. Давление насыщения нефти газом …………………………………..	25
4.4.6. Сжимаемость нефти…………………………………………………..	26
4.4.7. Объёмный коэффициент нефти………………………………………	27
4.4.8 Тепловые свойства нефтей…………………………………………….	31
4.4.9. Электрические свойства нефтей……………………………………..	32
4.4.10.Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи................	33
4.5. Физико–химические свойства углеводородных газов………………	34
4.5.1. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов………………	34
4.5.2. Плотность природного газа и конденсата…………………………....	38
4.5.3. Вязкость газов………………………………………………………….	38
4.5.4. Изобарная молярная теплоёмкость природных газов……………….	39
4.5.5. Упругость насыщенных газов………………………………………	40
4.5.6. Растворимость газов в нефти и в воде……………………………….	41
4.5.7. Влажность природных газов………………………………………….	44

Тема 4.

4. Состав, классификация и физические свойства нефтей и газов

4.1. Физическое состояние углеводородов в залежи

В зависимости от состава и термобарических условий в залежах уг­леводороды могут находиться в различных состояниях - в газообразном, жидком или в виде газожидкостных систем. В последнем случае газ может образовывать газовую шапку, в которой часть жидких углеводородов неф­ти содержится в виде паров.

При высоких давлениях плотность газа может приближаться к плот­ности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях некоторое ко­личество тяжелых углеводородов растворяется в газовой фазе (газовые растворы).

Залежи по первоначальным условиям залегания делятся:

1) на газовые;

2) газоконденсатные;

3) газонефтяные (нефтяные залежи с газовой шапкой и газовые за­лежи с нефтяной оторочкой);

4) нефтяные;

5) газогидратные (залежи твердых углеводородов).

Широкий диапазон составов и условий залегания иногда затрудняет классификацию типов залежей углеводородов. Например, известны нефте-газоконденсатные залежи (Варьеганская группа месторождений З.Сибири).

В условиях газоконденсатных залежей на 1 м³ конденсата может приходиться 900 1100 м³ газа (газоконденсатный фактор). Конденсат плотностью 740 780 кг/м³ по свойствам близок к легким нефтям. В газо­нефтяных залежах 1 м³ нефти может содержать до 1000 м³ газа (газовый фактор). Отсюда условности в классификации типов залежей углеводоро­дов. Принято относить все углеводороды в жидком состоянии при пласто­вых условиях к нефтям.

Для установления условий залегания нефтей в кн. Г.Ф.Требина и др [4]. приводятся данные по более чем 1200 залежам. По результатам стати­ческой обработки получена гистограмма распределения залежей нефти по глубинам залегания (рис. 4.1). Из чего следует, что более 50% залежей при­урочены к глубинам от 1250 до 2250 м. Теми же авторами установлена за­висимость пластового давления от глубины залежей (рис. 4.2).

По результатам обработки данных рис. 4.2 методом наименьших квадратов получена зависимость, справедливая для глубин до 2500 м:

(4.1.)

где Р_пл–среднее пластовое давление в залежи, ат;

Н–средняя глубина залежи, м.

Рис. 4.1. Гистограмма распределения глубин залежей нефти (при общей выборке > 1200 залежей по [4]

Рис. 4.2. Зависимость среднего пла­стового давления в нефтяных зале­жах от глубины их залегания по [4]

Средневзвешенные значения пластовых температур при этом лежали в диапазоне от 30° до 67°С (для 50% залежей).

На ряде месторождений Чечено-Ингушетии, Туркмении, Западной Украины и на Уренгойском месторождении Западной Сибири на больших

глубинах наблюдаются зоны с аномально высокими пластовыми давле­ниями (зоны АВПД).

Геотермические градиенты в интервалах глубин 1000 2000 м для «холодных» нефтеносных регионов (Пермская область, Татарстан, Баш­кортостан) составляли (1,3-1,8)°С/100 м; для «горячих» (Чечено-Ингушетия, Краснодарский и Ставропольский края) до 3000 м средние значения геотермического градиента 3,9°С/100 м, в Чечено-Ингушетии для глубин до 4000 м он превышает 5,3 °С/100 м. Западно-Сибирский регион по величине геотермического градиента тяготеет к «горячим» районам.

В процессе разработки залежей углеводородов физическое состояние систем изменяется даже в условиях применения ГШД. Состояние углево­дородных систем изменяется в пласте, в стволах скважин и в системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Поэтому знание закономерностей в фазовых превращениях необходимо для выбора оптимальных условий все­го комплекса - пласт - скважина - системы сбора.