- •Физика нефтяного и газового пласта
- •1. Природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •1.1. Газонефтяное месторождение
- •1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей
- •1.3. Геометрические параметры горных пород-коллекторов
- •1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
- •Параметры трещинной среды.
- •1.5. Насыщенность коллекторов
- •1.6 Проницаемость
- •1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Методы определения относительной проницаемости
- •2. Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.1. Состав нефти
- •2.2. Классификация нефтей
- •2.3. Физико–химические свойства нефти
- •2.3.1. Плотность нефти
- •2.3.2. Вязкость нефти
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
- •2.4. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •Классификация природных газов
- •3.2. Основные параметры
- •2.2.1.Газовые законы
- •3.2.2. Параметры газовых смесей
- •3.2.3. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •3.3. Уравнения состояния
- •3.3.1. Уравнения состояния природных газов
- •3.3.2. Обобщённое уравнение состояния
- •3.4. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- •3.4.1. Вязкость
- •3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
- •3.4.3. Теплоёмкость
- •3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4.5. Влажность природных газов
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5 Пластовые воды
- •5.1. Физическое состояние воды в горных породах
- •1) Природы воздействующих на воду сил;
- •5.2 Физические свойства пластовых вод
- •5.3 Минерализация пластовой воды
- •5.4 Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
- •7. Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта
- •7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •7.3. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
5.2 Физические свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при концентрации солей 642,8 кг/м3.
Тепловое расширение воды характеризуют коэффициентом теплового расширения:
(5.1)
где V изменение объема воды при изменении температуры на t; V – объем воды в нормальных условиях.
Из формулы (5.1) следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 10. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах от 18 . 10-5 до 90 . 10-5 1/град, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды:
(5.2)
характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7-5,0) 10-10 м2/н. При наличии растворенного газа коэффициент сжимаемости воды увеличивается и может быть приближенно определен по формуле:
вг = в (1 + 0,05 S) (5.3)
где вг – коэффициент сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, в м2/н; в – коэффициент сжимаемости чистой воды в м2/н; S – количество газа, растворенного в воде, в м3/м3.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпу к удельному объему ее в стандартных условиях Vн:
(5.4)
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (1210С) и низкому давлению, левый – к низкой температуре (380С) и высокому давлению (32 Мн/м2).
Растворимость углеводородных газов в воде. Растворимость газов в водах возрастает с увеличением давления и уменьшается с ростом температуры. С повышением минерализации ухудшается растворимость газов в воде. Растворимость газа в воде в зависимости от ее минерализации определяют по формуле :
пл = пр (1 – k М), (5.5)
где М – минерализация в кмоль/м3; k - коэффициент, зависящий от состава газа;пл – растворимость газа в минерализованной воде в м3/м3; пр – растворимость газа в чистой воде в м3/м3.
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость вод незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5-100С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. Вязкость их при одних и тех же условиях превышает вязкость чистой воды в 1,5-2 раза.
В связи с малой растворимостью газов в воде вязкость незначительно уменьшается при насыщении ее газом. Поэтому вязкость ее в пластовых условиях можно определять (для практических расчетов) обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении.