Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.
Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.
При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.
Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.
Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:
. (7.1)
Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.
Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.
В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.
Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.
Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.
Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.
Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.
Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн):
. (7.2)
Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).
Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.
Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.
Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.
Разница между Рпл и Рнас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.
С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.
С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.
Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.
Объемный коэффициент нефти (b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:
, (7.3)
где Vпл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;
Vдег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.
Если в начальный момент времени давление в пласте Pо = Pпл > Pнас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению Vпл и, соответственно, к уменьшению объемного коэффициента нефти.
Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.
Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:
. (7.4)
