Основные физико-химические свойства пластовых флюидов

      Природные газы делятся на три группы:

-  газы, добываемые  из чисто газовых месторождений;

-  газы, добываемые  из газоконденсатных месторождений;

-  газы, добываемые  вместе с нефтью из нефтяных  месторождений.

      Все газы представляют собой смеси парафиновых  углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто  газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят  из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них  от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений  несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в  них от 80 до 90 %.

     Природный газ газового месторождения не соприкасается  с нефтью и почти целиком состоит  из метана. Попутный газ находится в контакте с нефтью, пребывая в виде газовой шапки и в виде раствора в нефти. 

     Состав  газа некоторых месторождений  углеводородов, %

      Горючие газы нефтяных и газовых месторождений  по химической природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного газа.  Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (метана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.

      При атмосферных условиях (и при температуре 0°С) метан и этан всегда находятся  в газообразном состоянии. Пропан и  бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят  в жидкость даже при очень малых  давлениях.  Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна — 82,1° С. Так же трудно переводится в жидкость этан.

      В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана  и выше) углеводородов газы разделяются  на две группы — сухие и жирные.

      Сухой газ — естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.

      Жирный  газ — газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины.

      На  практике сухим считается такой  газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м³ содержится 60—70 г газового бензина.  Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.  Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п.

      Одним из основных физических параметров нефтяного  газа является его плотность, которая  колеблется от 0,72 у метана до 3,2 кг/м³ у пентана.

      Физические  свойства природного газа зависят от его состава, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.

      Относительная плотность газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность индивидуальных компонентов  углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше единицы. При всех расчетах, связанных с движением газа, используется вязкость.

      Вязкость  природных газов зависит от их состава, температуры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком — уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. Температура влияет на вязкость по-разному: при низких давлениях с повышением температуры она увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) — снижается. Такие свойства объясняются степенью близости газа к жидкому состоянию. Вязкость природных газов обычно составляет (1,1 — 1,6)-10~⁵ Пас.

      Состояние газа характеризуется давлением  р, температурой Т и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большое значение в технологии добычи и транспортирования нефти и газа.  

Свойства  пластовых вод 

      Пластовые воды – подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород. В нефтегазопромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в продуктивном пласте. Они подразделяются на воды законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые.

      Плотность и минерализация. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Воды нефтяных месторождений содержат в растворе различные соли, поэтому их плотность больше единицы, причем плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей.

      Вязкость  пластовой воды. На вязкость пластовой воды большое влияние оказывает температура. С ее увеличением вязкость снижается. Рост давления, минерализация и содержание в ней растворенных газов существенного влияния на вязкость воды не оказывают.

      Электропроводность  пластовых вод  зависит от степени их минерализации — увеличивается с увеличением минерализации и температуры вод. Поверхностное натяжение воды. Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымывающей способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет нефть из пласта. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) — органические кислоты и основания.

Классификация пластовых вод

      При наличии нижних краевых вод положение  водонефтяного контакта (ВНК) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры нефтеносности. В части пласта, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, нефть содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержится нефть, а в нижней — вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной. В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одна из задач рациональной разработки — обеспечение равномерного продвижения этих контуров.