Геология нефти и газа. 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЕОЛОГИЯ  НЕФТИ И ГАЗА

 

Среди важнейших видов промышленной продукции  одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

До  начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали  и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный  диаметр обсаженного колодца  составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с  некоторым увеличением книзу  для улучшения притока нефти  к его забойной части.

Подъем  нефти из колодца производился при  помощи ручного ворота (позднее конного  привода) и веревки, к которой  привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти  в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых  во много раз превосходит дебит  из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся  при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся  вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой  машины (80-е годы).

Первые  глубинные насосы были применены  в Баку в 1876 г., а первый глубинный  штанговый насос – в Грозном  в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

 

Целью изучения дисциплины «Геология нефти  и газа является»  создание базы понятий и определений, образующих  фундаментальную науку  - основами знаний о свойствах  и составе  углеводородов, их классификации, о  происхождении углеводородов, о  процессах формирования и закономерностях  размещения месторождений нефти  и газа.

 

Геология  нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и  газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло  в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТИ

 

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая  из смеси углеводородов, содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ  и находящаяся в породах коллекторах  в свободном состоянии. В нефти  содержится  82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Выделенные  из различных нефтей УВ относятся  к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

нафтеновые  – СnН2n;

ароматические – СnH2n-6.

Преобладают углеводороды метанового ряда (метан  СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан  С4Н10), находящиеся при атмосферном  давлении и нормальной температуре  в газообразном состоянии.

Пентан  С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного  состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества.

Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода (С17Н36-С37Н72)  – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены).

 

 

 

Классификация нефтей

 

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также  различных примесей нефти делятся  на классы и подклассы. При этом учитывается  содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе  сернистых соединений и смолистых  веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и  сероводород—наиболее активные сернистые  соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По  содержанию серы нефти делятся на:

Ø малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);

Ø среднесернистые (0,5 < S≤1 %);

Ø сернистые (1 < S≤3 %);

Ø высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые  вещества, нерастворимые в низкомолекулярных  алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Содержание  асфальтосмолистых веществ в  нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых  ароматическими УВ.

По  содержанию асфальтеносмолистых веществ  нефти подразделяются на:

Ø малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %);

Ø смолистые (10 < Ас ≤20%);

Ø высокосмолистые (20 < Ас ≤35%).

 

Нефтяной  парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C17H36—С35Н72 и церезинов С36Н74—C55H112. Температура  плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре  плавления церезины имеют более  высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По  содержанию парафинов нефти подразделяются на:

Ø малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %;

Ø парафинистые— 5 <П≤10 %;

Ø высокопарафинистые — П > 10 %.

 

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности  примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля 

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей 

 

 

Физические  свойства нефти

 

Плотность (объемная масса) –отношение массы  вещества к его объему. Плотность  пластовой нефти - масса нефти, извлеченная  на поверхность из недр с сохранением  пластовых условий, в единице  объема. Единица измерения плотности  в системе СИ выражается в кг/м3. ρн=m/V

По  плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие  нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м3)

средние нефти (871¸970 кг/м3)

тяжелые (свыше 970 кг/м3).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется  плотность ареометром. Ареометр –  прибор для определения плотности  жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой  нефти. 

Вязкость  – свойство жидкости или газа оказывать  сопротивление перемещению одних  ее частиц относительно других. 

Коэффициент динамической вязкости (m). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /Па•с, 1П (пуаз) = 0,1 Па•с.

Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью.

Вязкость  жидкости характеризуется также  коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу  в этом случае принят м2/с. Стокс (Ст) = см2/с = 10-4м2/с.

На  практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения  определенного объема жидкости ко времени  истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С. 

Вязкость  пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых  условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность  разработки залежей.

Вязкость  пластовой нефти разных залежей  изменяется от 0,2 до 2000 мПа с и  более. Наиболее распространены значения 0.8-50 мПа с.

Вязкость  уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов.

По  величине вязкости различают нефти 

незначительной  вязкостью — mн < 1 мПа × с;

маловязкие  —  1<mн£5 мПа × с;

с повышенной вязкостью—5<mн £25 мПа× с; 

высоковязкие— mн > 25 мПа× с.

Вязкость  зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых  веществ).

 

Давление  насыщения (начало парообразования) пластовои  нефти - давление, при котором начинается выде¬ление из нее первых пузырьков  растворенного газа. Пластовая нефть  называется насыщенной, если она находится  при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое  давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление     насыщения     определяют     по     результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным  графикам.

 

 

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного  в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н:

G=Vг/Vп.н.

Газосодержание  обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

 

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного  газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой  отрезок времени и средний  за период с начала разработки до любой  произвольной даты.

 

Поверхностное натяжение – это сила, действующая  на единицу длины контура поверхности  раздела фаз и стремящаяся  сократить эту поверхность до  минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м2; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м2, Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м2, Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное  натяжение, тем больше проявляется  капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Капиллярность – способность жидкости подниматься  или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r

Р – давление поднятия; σ  - поверхностное  натяжение; r – радиус капилляра.

 

h = 2 σ/ rρg

h - высота поднятия; ρ – плотность  жидкости; g - ускорение свободного  падения.

 

Цвет  нефти варьирует от светло-коричневого  до темно-бурого и черного.

Другое  основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому  она должна храниться в герметичных  сосудах.

Коэффициент сжимаемости нефти βн – это  изменение объема пластовой нефти  при изменении давления на 0,1 МПа.

Он  характеризует упругость нефти  и определяется из соотношения

 

где   V0   - первоначальный объем нефти;  ΔV- изменение объема   нефти   при   изменении   давления   на   Δр;  

Размерность βн -Па-1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с  увеличением содержания легких фракций  нефти и количества растворенного  газа, повышением температуры, снижением  давления и имеет значения (6-140) 10-6 МПа-1. Для большинства пластовых  нефтей его величина (6-18) 10 -6 МПа-1.

Дегазированные  нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости  βн=(4-7) 10-10МПа-1.

Коэффициент теплового расширения aн – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С

aн = (1/Vo) (DV/Dt).

Размерность a — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического  режима при воздействии на пласт  различными холодными или горячими агентами.

 

Объемный  коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых  условиях 1 м3 дегазированной нефти:

bн= Vпл.н/Vдег = rн./rпл.н

где VПЛ.Н—объем нефти в пластовых  условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при  атмосферном давлении и t=20°С; rпл.п—плотность нефти в пластовых условиях; r—плотность нефти в стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент,  можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой  нефти при переходе от пластовых  условий к поверхностным учитывают  с помощью так называемого  пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой  нефти.  q=1/b=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  ПРИРОДНОГО  ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО  КОНДЕНСАТА  И ГАЗОГИДРАТОВ

 

Пластовые газы

 

Природные углеводородные газы представляют собой  смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных  газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

- Газ чисто газовых месторождений,  представляющий собой сухой газ,  почти свободный от тяжелых  УВ.

- Газы, добываемые из газоконденсатных  месторождений, — смесь сухого  газа и жидкого углеводородного  конденсата. Углеводородный конденсат  состоит из С5+высш.

- Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические  смеси сухого газа, пропанбутановой  фракции (жирного газа) и газового  бензина.

Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ  называют жирным).

Газовые смеси характеризуются массовыми  или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси  необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или  относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа

 

 

где Мi — молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16—20. Плотность газа ρг рассчитывается по формуле

 

где Vм — объем 1 моля газа при стандартных  условиях. Обычно значение ρг находится  в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху  ρг.в равной отношению плотности  газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре:

 

Если  ρг и ρв определяются при стандартных  условиях, то ρг = 1,293 кг/м3 и ρв = ρг /1,293 кг/м3.

Уравнения состояния газов используются для  определения многих физических свойств  природных газов. Уравнением состояния  называется аналитическая зависимость  между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона — Менделеева:

pV = NRT,

  где р — давление; V — объем  идеального газа;

N — число киломолей газа (киломолем  (кмоль) называют количество вещества, масса которого в килограммах  численно равна его молекулярной  массе. Киломоли  различных идеальных  газов при одинаковых температурах  и давлениях занимают одинаковые  объемы. Объем одного киломоля  при нормальных условиях для  всех газов равен 22,4 м3/кмоль,  т. е. nv = 22,4 м3/кмоль; 

R — универсальная газовая постоянная (физическая постоянная, входящая  в уравнение состояния 1 моля  идеального газа; обозначается R, равна  8,314 Дж/(К.моль) = 1,987 кал/(К.моль);

Т — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных  газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных  газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов  записывается в виде

pV = ZNRT,

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и  характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных  газов.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов  — это отношение объемов равного  числа молей реального Vр и  идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при  одинаковых давлении и температуре):

Z = Vр /Vи

Влагосодержание природных газов связано с  тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация  водяных паров в газе зависит  от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально  возможному содержанию водяных паров  в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень  насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в  единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Пары  воды, присутствующие в газах и  газоконденсатных смесях, влияют на фазовые  превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических  условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии  воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

Объемный  коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в  пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который  он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения  Клайперона — Менделеева:

bг  = Vпл.г/Vст = Z(Pпл×Тпл/Рст×Тст),

где Рпл, Тпл, Pcт, Тст — давление и  температура соответственно в пластовых  и стандартных условиях.

Значение  величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых  условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных  условиях.

 

 

 

 

Газоконденсат

 

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат  обычно весь растворен в газе. Различают  конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно  в промысловых сепараторах при  давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных  условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое  количество газообразных УВ-бутанов, пропана  и этана, а также H2S и других газов.

Важной  характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый  фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного  газа.

На  практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора  колеблется для разных месторождений  от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный  конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура  выкипания основных компонентов  конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160. Плотность  стабильного конденсата в стандартных  условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и  находится в прямой зависимости  от компонентного углеводородного  состава.

Газы  газоконденсатных месторождений делятся  на газы:

с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3),

средним (150—300 см3/м3),

высоким (300—600 см3/м3),

очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при  котором конденсат выделяется в  пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет  снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям  ценных УВ в недрах.

 

Газогидраты

 

Гидраты газов представляют собой твердые  соединения (клатраты), в которых  молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные  пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью  водородной связи. Молекулы воды как  бы раздвигаются молекулами газа —  плотность воды в гидратном состоянии  возрастает  до   1,26—1,32 см3/г  (плотность  льда 1,09см3/г). Внешне газогидраты  напоминают снег. Обычно образуются при  температуре ниже 30°С, при давления больше 0,5 МПа.

Распад  газогидратов возможен при повышении  температуры, при понижении давления, а также путем ввода в пласт  веществ, разлагающих гидрат, например, бромида кальция.

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  ПЛАСТОВЫХ ВОД

 

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также  в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может  внедряться в нефтяную или газовую  залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов.

Промысловая классификация пластовых вод

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений  делятся на

• собственные,

• чуждые

• техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений  УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Ø Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

Ø Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

Ø К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

Ø Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов, залегающих ниже его.

Ø К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Ø Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно  введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания  пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной  жидкости) или при ремонтных работах.

 

  Физические свойства пластовых  вод

В состав вод нефтяных месторождений  входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты  и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается  сероводород и в виде коллоидов  окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что  вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды  нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием  сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных  веществ, в водах нефтяных месторождений  содержатся некоторые минеральные  вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством  растворенных в ней минеральных  солей. Степень минерализации вод  часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

В зависимости от содержания солей  различают:

- пресные до 1 г/л;

- солоноватые до 10 г/л;

- соленые до 50 г/л;

- рассолы свыше 50 г/л.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень  их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной  воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах. 

Прозрачность  зависит от наличия мех. примесей.

- прозрачные; - слегка мутные; - мутные; - очень мутные.

Цвет  зависит от химического состава  и наличия примесей

- голубоватый оттенок у жесткой  воды;

- зеленовато-голубоватая окраска  у вод содержащих соли железа  и сероводород;

- желтоватый при наличии органических  гуминовых соединений;

- сероватый оттенок у вод при  наличии взвешанных минеральных  частиц;

Плотность пластовой воды зависит главным  образом от ее минерализации, пластовых  давления и температуры. В большинстве  случаев она меньше плотности  в поверхностных условиях (не более  чем на 20%), поскольку пластовая  температура выше стандартной (ρв =1-1,4 г/см3)

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых  условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости  колеблется в пределах (3¸5)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Газосодержание  пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2—0,5м3/м3. В составе  водорастворенного газа преобладает  метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При  увеличении минерализации воды их растворимость  уменьшается.

Объемный  коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит  от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.