- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Типы пород–коллекторов
- •Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4.1. Виды пористости
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •2.1. Состав природных газов
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •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
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
5.2.3. Сжимаемость
Коэффициент сжимаемости пластовой воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:
. (5.6)
Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,710-10 до 5,010-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может оцениваться по формуле:
вг = в (1+0,05S), (5.7)
где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.
5.2.4. Объёмный коэффициент
Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:
. (5.8)
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.
Рассмотрим пример. Определить объёмный коэффициент пластовой воды, которая содержит 6 % солей. Пластовое давление (Рпл) равно 350 атм, пластовая температура (Тпл) равна 120°С.
Решение. Объёмный коэффициент пластовой воды (bпл) равен объёмному коэффициенту дегазируемой воды (bдег) в пластовых условиях с учетом поправок на содержание газа и минеральных солей. Пользуясь зависимостями, представленными на рисунке 5.3, определим объёмный коэффициент для дегазированной воды (bдег) в пластовых условиях:
bдег = f (Рпл, Тпл.) = 1,042 (м3/м3).
Рис. 5.3 Зависимость объёмного коэффициента пластовой воды от давления и температуры
Объёмный коэффициент воды насыщенной газом (bг) так же находим из рис. 5.3:
bг = f (Рпл, Тпл) = 1,052 (м3/м3).
Влияние растворенного в воде газа оцениваем по формуле 2.37:
пл = пр (1 – k М), пл = 3,8 (1 – 0,033 6) = 3,05 м3/м3,
а величину k – поправочного коэффициента на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5) – 0,033;
Объёмный коэффициент пластовой воды равен:
b = bг + (bг – bдег) пл /пp = 1,052 + (1,052 – 1,042) 3,05 / 3,8 = 1,05 (м3/м3).
5.2.5. Тепловые свойства
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:
. (5.9)
Из формулы 5.9 следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды (∆V) при изменении её температуры (∆T) на 1С (К). На основании экспериментальных данных известно, что в пластовых условиях величина теплового расширения воды колеблется в пределах (18-90)×10-5 1/С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.
5.2.6. Электропроводность
Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение. Соли пластовых вод – электролиты. Электролитом называются химические соединения, которые при взаимодействии с растворителем полностью или частично диссоциируют на ионы. Электрические свойства имеют ионную природу, и пластовая вода, содержащая соли проявляет электрические свойства.
Удельная электропроводность (ч) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L). Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора с:
ч = L / (RS), ч =1/с. (5.10)
Удельная электропроводность имеет размерность в системе СИ [ом· м]-1, в системе СГС [ом·см]-1. С увеличением минерализации воды удельная электропроводность ее растет. Удельная электропроводность изменяется в диапазонах: у дистиллированной воды = 10-3-10-4; у речной воды = 10-1–10-2; у пластовой воды = 10-1–1; морской воды = 3–4; воды с 5% содержанием NaCl = 6,6; воды с 20% содержанием NaCl = 20; нефтей = 0,5 · 10-7–0,5 · 10-6; газоконденсатов = 10-10 – 10-16 [ом· м]-1.