1.3.Природные факторы, воздействующий на нефтяной

коллектор

_{Нефтесодержащий коллектор, а также жидкость, заполняющая его, находятся под воздействием как постоянных, так и переменных факторов, сообщающих жидкости определенную энергию и вызывающих ее перемещение в пласте. К таким факторам в порядке их значимости можно отнести:}

_{а) гравитационная энергия жидкости(нефти, воды), находящейся в выше лежащем по сравнению с данным пластом и сообщающимся с ним;}

_{б) горное давлениевышележащих над нефтяным пластом и вызывающее сжимаемость жидкости и породы;}

_{в) влияние сжатого давления жидкостиили породы содержащегося в коллекторе газа;}

_{г) упругое сжатие воды, находящейся в сообщающемся с нефтяным коллектором пласте.}

_{Влияние этих факторов проявляется в процессе разработки нефтяного месторождения и обуславливает соответствующий режим его разработки.}

_{По характеру воздействующих факторов выделяют следующие виды режимов: водонапорный, упругий, газовой шапки, растворенного газа, гравитационный. На практике имеет место совместное действие нескольких факторов и ,следовательно, смешанные режимы разработки месторождения Пластовое давление- давление, под действием которого находится порода с наполняющими ее агентами. В общем случае давление определяется глубиной скважины. Приращение давление на 10м глубины в Грозненском нефтяном районе составляет 0,6....0,096 МПа, в Туймазинском - до 0,1 МПа. Величину пластового давления можно выразить соотношением}

_{Pпл=ρgH,(1.5)}

_{где ρ- плотность жидкости, заполняющей скважину, 1кг/м3;Н- глубина скважины, м;g- ускорение свободного падения, м/с2.}

_{Имеются области с отклонением от этой закономерности - зоны аномальных пластовых давлений (высоких или низких), вызванных геологическими или другими причинами.}

_{Температура в пласте определяется также глубиной скважины. Геометрический градиент - прирост температуры на каждый метр глубины; он составляет, например, для Бакинских промыслов 1 0С на 54м, для Грозного - 1 0С на 10м, для Туймазинского месторождения - 1 0С на 50м.}

_{Величина давлениями температуры влияет на свойства и поведение пластовых агентов - нефти, газа, воды. В частности, объем растворяемого в жидкости газа по закону Генри составляет}

_{, (1.6)}

_{где К/ =- коэффициент растворимости газа;К- постоянная Генри;- вес единицы объема газа при атмосферном давлении;Р- давление газа;Vж- объем жидкости, в которой растворяется газ.}

_{В воде при 10Cи давлении 1МПа растворяется метан в количестве 0,055 л/л, при Р=3,5 МПа и Т=350С - 1 м3/м3. В нефти нефтяные газы имеют коэффициент растворимости 0,4...0,62 л/л.}

_{Давление, при котором весь газ растворен в нефти - давление насыщения.}

_{Процесс выделения газа из нефти описывается диаграммой, изображенной на рисунке 1.2. При этом возможны обратные процессы - конденсация. Месторождения с таким режимом относятся к конденсатным. На рис. 1.2 : линия dl- конденсация при повышении давления; дальнейшее увеличение давления по линииef - испарение.}

_{Рис. 1.2. Диаграмма фазовых состояний.}

_{1-область жидкой фазы; 2-кривая начала испарения; 3-точка критического состояния; 4-область газовой фазы; 5-область двухфазных состояний; 6-кривая начала конденсации.}

_{Температура оказывает решающее влияние на вязкость пластовых агентов. Так, вязкость воды при повышении температуры от 0 до 1500С при атмосферном давлении понижается от 1,8*10-3Па*с до 0,18*10-3 Па*с. Повышение давления (в опыте до 50 МПа) не привело к изменению вязкости.}

_{Вязкость нефти при изменении температуры изменяется в больших пределах: нефть плотностью 0,850 кг/м3 при температуре 40 0С имеет вязкость 6˙10-3 Па˙с, при 100 0С- 1˙10-3 Па˙с (давление атмосферное).}

_{На вязкость оказывает влияние и растворенный в нефти газ, количество которого зависит от давления. Коэффициент сжимаемостиразных нефтей изменяется от 0,007 до 0,14% на 0,1 МПа в зависимости от количества газа.}

_{Изменяются и объемные коэффициентыдля нефти (объем, занимаемый 1 м3 нефти). Так, при давлении 12 МПа и температуре 15,5 0С объемный коэффициент равен 0,99 при 12 МПа и 54,5 0С - 1,02.}