§ 6. Свойства пластовой нефти и воды

В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и количества растворенного газа свойства ее в пластовых ус­ловиях могут значительно отличаться от свойства на поверх­ности. Менее значительно, но все же отличаются также 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 [см. формулу (1.18)] только в случае плохо раство­римых газов (метан, азот). Для других газов коэффициент растворимости а уменьшается с ростом давления. С увеличе­нием молекулярной массы углеводородных газов растворимость их в нефти возрастает. При незначительных давлениях а для нефтяных газов может достигать 10 МПа^-1. При высоких дав­лениях в 1 м³ нефти может содержаться несколько сот кубо­метров газа. С увеличением количества растворенного газа

увеличивается объем нефти, уменьшаются ее плотность и вяз­кость. ^ Ш i •

Давление насыщения нефти газом — это то давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти. Оно зависит (кроме состава нефти и газа) от темпе--ратуры системы, количества растворенного газа, скорости сни­жения давления и других факторов. В лабораторных условиях этот параметр определяют при пластовой температуре обычно путем снижения давления в пробе нефти за счет ее 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 (рис. 1.8): Точка перелома графика соответствует давлению насыщения нефти газом р„ (давлению начала ее кипения). Ско­рость снижения давления в пробе несравнима со скоростью снижения его в залежи, и поэтому считается, что в пластовых условиях возможно некоторое запаздывание процесса начала выделения газа из нефти. При содержании азота в составе растворенного газа давление насыщения нефти газом может существенно возрастать.

Объемный коэффициент нефти и воды /; — от­ношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пла­стовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях). Известны нефти, объемный коэф­фициент которых 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 раство­ренного газа. При большом газосодержании динамическая вяз­кость р_и пластовой нефти может быть меньше вязкости воды (р,_в=1 мПа • с при / = 20 °С). Если р_н=15—20 мПа • с, сущест­венно затрудняется извлечение нефти из пласта и нефтеотдача сокращается до 10—15 %. В битуминозных породах р_н может достигать (10ч-15) Па-с. В этом случае извлечь нефть можно лишь при воздействии на пласт теплоносителями (паром и горячей водой).

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

Рис. 1.8. Зависимость давления от объема пробы нефти.

в капиллярах напряжения, превышающие динамические напря­жения сдвига.

Вязкость пластовых вод в основном зависит от температуры. Давление, минерализация, количество растворенного газа мало влияют на их узкость, и поэтому ее значения обычно нахо­дятся в пределах 0,5—2,0 мПа-с. ■ ^v

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

Плотность пластовых жидкостей. Плотность пластовых и дегазированных нефтей в большинстве случаев находится в пределах 700—1000 кг/м³. При высокой-концентра­ции солей плотность пластовых вод может достигать 1450 кг/м³.