Нафта, газ та вода у пластових умовах
Фізичні властивості нафти у пластових умовах сильно відрізняються від властивостей дегазованої нафти, тобто нафти в атмосферних умовах. Ця різниця у властивостях нафти викликається впливом на пластову нафту температури, тиску та розчиненого газу.
Пластова температура і тиск, як зазначено вище, зростають з глибиною залягання нафтоносного пласта. Чим більша глибина свердловини, тим сильніший вплив тиску та температури на фізичні властивості нафти. Вже при тиску до 1Мн/м 2пентан, пропан і бутан перетворюються на рідину. При безпосередньому контакті легких вуглеводнів з нафтою вони з підвищенням тиску розчиняються у ній. Процес розчинення газів у нафті визначається фізичним законом Гепрі, згідно з яким кількість газу, розчиненого в рідині, пропорційно тиску.
У пластових умовах нафти завжди розчинено певну кількість газу, досягає іноді 300—400м 3за кожен кубометр нафти. Розчинений газ різко знижує щільність та в'язкість пластової нафти, збільшує її обсяг.
Знання фізичних характеристик нафти у пластових умовах необхідне підрахунку запасів її, складання технологічних схем розробки нафтових родовищ, для вибору технічних засобів підйому нафти на поверхню.
Відношення обсягу нафти у пластових умовах до обсягу цієї нафти після її дегазації, тобто за нормальних умов, називається об'ємним коефіцієнтом нафти:
Об'ємний коефіцієнт пластової нафти показує, який обсяг у пластових умовах займає 1м удегазованої нафти. Об'ємний коефіцієнт для нафти завжди більше одиниці. Для деяких нафт він сягає 3.
Величину об'ємногокоефіцієнта визначають лабораторним дослідженням проб пластової нафти
Щільність пластової нафти менша, ніж дегазованої нафти.
Найбільш різко відрізняється в'язкість пластової та дегазованої нафти. В результаті розчинення газу в нафті і внаслідок високої температури в'язкість нафти в пласті в 4-10 разів менше, ніж на поверхні, тому створюються сприятливі умови для руху нафти в порах пласта.
Розчинення газу нафти у разі підвищення тиску протікає до певної межі, тобто. до тиску насичення рідини газом. Ця межа залежить від складу нафти та газу, від співвідношення їх обсягів та температури.
Тиск, при якому починається виділення з нафти перших бульбашок розчиненого газу, називається тиском насичення
Газ, що витягується разом із нафтою з нафтових покладів, називають попутним газом.
Кількість попутного газу, наведена до нормальних умов, що припадає на 1твидобутої нафти, називається газовим фактором.
Неодмінним супутником нафти та газу на всіх родовищах є пластова вода.
Пластові води завжди солоні. До їх складу входять різні солі натрію, калію та магнію. Найбільше у водах нафтових і газових родовищ міститься хлористий натрій (до 80—90% і більше загального вмісту солей). Іноді у пластовій воді зустрічається сірководень і у вигляді колоїдів — оксиди заліза, алюмінію та кремнію. Часто містяться йод і бром, іноді в такій кількості, що вода може бути об'єктом промислового видобутку їх.
Пластові води характеризуються слабкою концентрацією сульфатів (з'єднань S04), а іноді і повною їх відсутністю. Цим вони відрізняються від морської, ґрунтової та іншої води.
Незважаючи на велику різноманітність хімічного складу, водинафтових та газових родовищ поділяються на два основні типи: жорсткі (або хлоркальцієві) та лужні (гідрокарбонатно-натрієві).
Щільність пластових вод змінюється від 1050 до 1200 кг/м3
Пластові води у вільному стані розташовуються у законтурних та підошовних частинах нафтових та газових пластів або знаходяться у чисто водяних пластах та пропластках.
Крім цих вод у кожному нафтовому та газовому покладі є також «пов'язані» або «поховані» води, які разом з нафтою та газом насичують продуктивні частини покладів. Наявність зв'язаних вод у нафтових та газових пластах пояснюється такими умовами.
Осадові породи, що є нафтовими колекторами, відкладалися переважно у водних басейнах. Тому ще до надходження до них нафти норовий простір між зернами породи був заповнений водою. У процесі та після тектонічних вертикальних переміщень породи (колекторів нафти і газу) відбувалася міграція вуглеводнів у підвищені частини пластів та взаємний розподіл у них рідин та газів відповідно до їх щільностей.
Проте вода витіснялася нафтою та газом не повністю. Це тим, що основні мінерали, які входять до складу нафтовмісних порід, мають гидрофильными властивостями, тобто. здатністю утримувати воду, внаслідок чого вода краща, ніж нафта, змочує породи, що складаються з цих мінералів. Тому вода при витісненні її нафтою в процесі утворення нафтових родовищ частково утримувалася в пластах у вигляді найтонших плівок на поверхні зерен піску або кальциту, у вигляді дрібних крапель у точках контакту між окремими зернами і в субкапілярних каналах. Ця вода знаходиться під дією капілярного тиску, який значно перевершує навіть найбільші перепади тисків у пласті прийого експлуатації, і тому залишається нерухомою під час експлуатації покладу.
Відношення обсягу міститься в породі води до обсягу пір цієї породи називається коефіцієнтом водонасиченості, так само як відношення обсягу міститься в породі нафти до загального обсягу пір породи називається коефіцієнтом нафтонасиченості. Коефіцієнт водонасиченості може коливатися від 6-8% для крупнозернистих пісків та пісковиків до 30-40% для дрібнозернистих порід.