Свойства пластовых жидкостей

Введение

Флюиды (от лат. fluidus – текучий) – жидкие и газообразные легкоподвижные компоненты магмы или циркулирующие в земных глубинах, насыщенные газами растворы. Это вещества, поведение которых при деформации может быть описано законами механики жидкостей. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы; газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться, как и в чистом виде, так и в комбинированном в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.

Нефть и газ представляют собой смесь углеводородов преимущественно  метанового (парафинового) C_n H_2n+2, нафтенового C_n H_2n, и в меньшем количестве ароматического C_n H_2n-6, рядов. В поверхностных условиях углеводороды от CH₄ до C₄H₁₀ – газы, от C₅H₁₂ до C₁₆H₃₄ – жидкости, от C₁₇H₃₆ до C₃₅H₇₂ и выше – твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться  в виде газовой шапки над нефтью в повышенной части структуры. С учетом сказанного залежи углеводородов подразделяются на: 1) чисто газовые, 2) газоконденсатные, 3) газонефтяные или нефтегазовые (в зависимости от относительных размеров газовой шапки и нефтяной части залежи), 4) нефтяные (с различным содержанием растворенного газа).

Нефть и газ, угли и  горючие сланцы, а также другие природные органические соединения составляют особую группу минеральных образований земной коры. Их называют горючими ископаемыми, или каустобилиотами.  

Нефть и ее свойства

Слово «нефть» (от англ.«petroleum») происходит от греч. «petro», что значит «камень», и «oleum» - «масло». В более узком смысле термин petroleum относится к сырой нефти. Нефть — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету, нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Два наиболее важных элемента, как в сырой нефти, так и в природном газе – углерод и водород. Поэтому сырая нефть и природный газ называются углеводородами.

Химический состав обычной  сырой нефти и природного газа

Из металлов в нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

Углеводородные соединения подразделяются на парафиновые (метановые, или алканы), нафтеновые (полиметиленовые, или цикланы), ароматические (арены) и смешанные.

Парафиновые УВ C_n H_2n+2 делятся на нормальные и разветвленные. К нафтенам относят УВ C_n H_2n (моноафтены), C_n H_2n-2 и C_n H_2n-4 (полиафтены). Ароматические УВ также делятся на моноарены (бензол и его гомологи C_n H_2n-6 ) и полиарены (C_n H_2n-12, C_n H_2n-18, C_n H_2n-24).

Молекула, относящаяся  к ряду алканов (парафинов), представляет собой прямую цепь атомов углерода с одинарными связями между ними. Каждая молекула состоит из пяти и более атомов углерода. Если же молекула алкана содержит более 18 атомов углерода, то вещество находится в твердом состоянии (твердый парафин) и образует парафинистую нефть. Нафтены относятся к ряду циклоалканов (циклопарафины) и представляют собой замкнутые циклы с насыщенными связями между атомами углерода. Каждая молекула состоит также из пяти и более атомов углерода. Ароматические молекулы, например, бензола представляют собой замкнутые циклы, в которых части связей между атомами углерода являются непредельными (двойными). Каждая молекула содержит не менее шести атомов углерода. Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных (не всегда приятных) запахов. У обычной сырой нефти, только что добытой их скважины, резкий запах бензина, а у нефти, богатой ароматикой – фруктовый (сладковатый). Если к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например метанонафтеновые. Молекула битума содержит от 40 до 60 атомов углерода. Цвет битума меняется от коричневого до черного. Битум может быть твердым или полутвердым при нормальных условиях и характеризуется высокой температурой кипения. Би́ту́мы (от лат. bitumen — горная смола, нефть) — твёрдые или смолоподобные продукты, представляющие собой смесь углеводородов и их азотистых, кислородистых, сернистых и металлосодержащих производных. Битумы не растворимы в воде.

На нефтеперерабатывающие  заводы поступает 2 типа нефти. Первый – нефть асфальтового основания, которая содержит малое количество твердого парафина или не содержит его вовсе. Она обычного черного цвета. В результате переработки из такой нефти получают большое количество высококачественного бензина и битум. Второй тип – нефть на парафиновом основании, практически не содержит битума и имеет зеленоватый цвет. При переработке она дает большое количество парафина, высококачественные смазочные масла и керосин. Сырая нефть смешанного основания представляет собой сочетание обоих типов нефти.

Биомаркеры - это органические соединения, присутствующие в сырой  нефти, тяжелых нефтяных осадках  и нефтеносном грунте, имеющие углеродный скелет, происходящий от молекул-предшественников.

По одной из  классификаций  различают следующие четыре типа нефти:

• легкая – при плотности менее 0,87 г/см³;
• средняя – от 0,87 до 0,92 г/см³;
• тяжелая – от 0,92 до 1,0 г/см³;
• сверхтяжелая – при плотности более 1,0 г/см³.

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5 %), сернистые (0,5 — 2,0 %), высокосернистые (более 2 %). По содержанию смол нефти подразделяются на малосмолистые (содержание смол ниже 18 %), смолистые (18 — 35 %), высокосмолистые (свыше 35 %).

Нефти относят к малопарафинистым при содержании парафина менее 1,5 % по массе, к парафинистым — 1,5 — 6,0 % по массе, к высокопарафинистым — более 6 %. В отдельных случаях содержание парафина превышает 25 %

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан СзН₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

•          М                                    

        (Метан)               (Этан)                     (Пропан) 

Метановые — наиболее простые по строению, получившие свое название от самого простейшего из всех углеводородов — метана. Только у метана вместо ядра — атом углерода, а протоплазму образуют 4 атома водорода. Каждый следующий углеводород имеет на 1 атом углерода больше, т. е. структурная формула алканов имеет вид: С_nН_2n+2.

Нафтеновые — это циклические насыщенные углеводороды со структурной формулой С_пН_2п. В их молекулах «не хватает» двух атомов водорода. В природных нефтях их нет, они образуются при ее вторичной переработке. Еще одно название углеводородов этой группы — циклопарафины — происходит от способности их колец удерживать при себе цепочку метановых углеводородов.

Первичная характеристика нефти на промысле определяется по ее плотности, которая колеблется от 760 до 980 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность нефти — отношение массы флюида к занимаемому им объему. Единица плотности в СИ – кг/м³. На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 °С к плотности воды при 4 °С. Нефти с преобладанием метановых углеводородов легче нефтей, обогащенных ароматическими УВ. Плотность смолистых веществ нефти выше 1, поэтому чем больше их в нефти, тем выше ее плотность. Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжелых – тяжелые компоненты (масла, смолы), поэтому плотность дает первое приближенное представление о ее составе. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше — тяжелой. Она обычно в 1,2 —1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти. Плотность в градусах API — единица измерения плотности нефти, разработанная Американским институтом нефти. Измерения в градусах API позволяют определить относительную плотность нефти по отношению к плотности воды при той же температуре. По определению, относительная плотность равняется плотности вещества, деленной на плотность воды (плотность воды равняется 1000 кг/м3). Так если плотность в градусах API больше 10, то нефть легче и плавает на поверхности воды, а если меньше 10, то тонет. Плотность в градусах API и относительная плотность в при базовой температуре 60 °F (15.6 °C) связаны четким арифметическим уравнением и могут быть легко преобразованы друг в друга.

⁰API = 141,5/относительная плотность – 131,5

Нефть дегазированная - смесь  углеводородных компонентов и неуглеводородных примесей, полученная после извлечения нефти из недр и удаления из нее части компонентов и примесей в газовом состоянии при понижении давления и повышении температуры.

Одно из основных физических свойств любой жидкости, в том  числе и нефти,— вязкость (или  внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении.

Вязкость — способность нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга, т. е. характеризует подвижность нефти в пластовых условиях. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Па∙с, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП =  10 ^-3Пa∙c. Вязкость нефти измеряется в мПа∙с. Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (µ_н < 1 мПа∙с), маловязкие (1 < µ_н < мПа∙с), с повышенной вязкостью (5 < µ_н < < 30 мПа∙с) и высоковязкие (µ_н > 30 мПа∙с). Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па∙с. Кинематическая в-ть представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ – м²/с. Относительная в-ть выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.

С понижением температуры  вязкость увеличивается, с повышением — уменьшается.

Нефти обладают самой  различной вязкостью, в несколько  раз превышающей вязкость воды. Как  уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти. Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300—400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления (способность нефти изменять свой объём под действием внешнего давления).

β_н = (1/V₀)(АV/Аp),

где V₀ — исходный объем нефти; AV — изменение объема нефти; Ap — изменение давления. Размерность β_н — 1/Па, или Па^-1. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на единицу. Коэффициент теплового расширения α_н показывает, на какую часть AV первоначального объема V₀ изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С:

α_н = (1/V₀)(AV/At). Размерность α_н — 1/°С.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

Газовый фактор. Газовым фактором называется количество газа (в м³), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Газосодержания пластовой нефти — это объем газа V_г, растворенного в 1 м пластовой нефти V_пл.н: G = V_г/V_пл.н Газосодержания пластовой нефти выражают в м³/м³. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном состоянии то или иное количество газа. Обычное значение газосодержания может достигать (300-500) м³ газа в одном кубометре пластовой нефти. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием – известны нефти, плотности которых в пласте составляют (0,2–0,4) г/см³. 

Отношение  объема нефти  в пластовых условиях к объему нефти после её дегазации , т.е при «нормальных» условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

b =

Объемный коэффициент  пластовой нефти показывает, какой  объем в пластовых условиях занимает 1 дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы, а в некоторых нефтях он равен 3. Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти.

Содержание парафина в сырой нефти можно оценить  по температуре застывания нефти. Для  этого пробу нефти нагревают  в лабораторных условиях, затем по мере остывания выливают из сосуда. Наиболее низкая температура, при которой нефть все еще будет вытекать, прежде чем затвердеет, называется температурой застывания. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов тем выше температура ее застывания. Сорта нефти с очень высоким содержанием парафина имеют желтый оттенок, с меньшим – зеленоватый, а с низким или при его отсутствии – черный.

Температура кипения УВ зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических УВ, температура кипения выше, чем у метановых.

Поверхностное натяжение определяется работой, которую нужно произвести, чтобы увеличить свободную поверхность жидкости на 1 см², не меняя ее температуры. Выражается в СИ в Дж/м². Поверхностное натяжение является результатом действия молекулярных сил, которые у разных веществ неодинаковы. Добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение.

Чем больше смолисто-асфальтеновых соединений, тем темнее нефть.

Ньютоновские нефти  характеризуются относительно небольшим  содержанием смол, в основном не превышающим 15 - 20 %, а при фильтрации таких нефтей в залежах не проявляется начальный градиент давления. Ньютоновская жидкость (вязкая жидкость) обладает только вязкостью, поэтому чаще употребляется термин вязкая жидкость.

К ньютоновским жидкостям относят те масла, вязкость которых не зависит от приложенного напряжения. Неньютоновскими жидкостями считают такие масла, вязкость которых зависит от приложенного напряжения. Как правило, с увеличением приложенного напряжения вязкость масел снижается, а после его снятия восстанавливается практически до начального значения (эффект временной потери вязкости).

Темная нефть содержит относительно высокий процент длинных, тяжелых, нелетучих молекул. Обычно она имеет черный цвет, но может  быть зеленоватой или коричневой. Летучая нефть содержит по сравнению с темной нефтью, относительно небольшие молекулы. Цвет ее может быть коричневым, зеленым или оранжевым.

Газ. Свойства газа

Природный газ — смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ. Различие между сырой нефтью и природным газом – в размерах молекул углеводородов. В нормальных условиях любой углеводород, молекула которого содержит от одного до четырех атомов углерода, существует в виде газа. Природный газ представляет собой смесь четырех «коротких»  углеводородов. Газ с одним атомом углерода в молекуле называется метаном (СН₄), с двумя – этаном (С₂Н₆), с тремя – пропаном  (С₃Н₈), с четырьмя – бутаном (С₄Н₁₀). Все они относятся к классу алканов.

Углеводородный состав обычного природного газа

Часто в состав природных  газов входят азот N₂ (до 40 % по объему), углекислота СО₂, сероводород H₂S (чрезвычайно ядовит и может быть смертоносным даже при очень низких концентрациях, запах тухлых яиц) и редкие газы. Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода - не имеет запаха. Включения в природном газе, не являющиеся углеводородами и негорящие, называются инертными компонентами. Одним из них может быть водяной пар, другим диоксид углерода СО₂ – газ не имеющий цвета и запаха. Углекислый газ не горит, поэтому, чем больше его в природном газе, тем ниже стоимость последнего. Гелий  - это легкий газ, его применяют в электронной промышленности и как наполнитель для дирижаблей.

Вследствие высокого давления в подземном коллекторе  газ присутствует в виде раствора в сырой нефти. Приведенный к  нормальным условиям объем природного газа, растворенного в одном кубометре  пластовой нефти,  называется газовым фактором пласта. 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.

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 — это чистый метан. Он не образует газоконденсат ни внутри толщи пород, ни на поверхности (УВ (С₃, С₄) составляют не более 75 г/м³).

Жирный газ — находится в коллекторе в газообразном состоянии, но на поверхности образует конденсат (при содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м³))

Ретроградный  газ существует в коллекторе при исходном давлении в виде газа, но при понижении давления уже в коллекторе превращается в конденсат.

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

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность – масса 1 м³ газа при температуре 0⁰С и давлении 0,1 МПа, которая колеблется от 0,72 у метана до 3,2 кг/м³ у пентана. Единица измерения в СИ – кг/м³. На практике часто пользуются относительной плотность газа (по отношению к воздуху) по воздуху, равной отношению плотности газа к плотности воздуха, взятой при тех же температурах и давлении. 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.

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

Вязкость природных газов зависит от их состава, температуры и давления. Вязкость газа очень мала и не превышает 1*10^-5 Па*с. 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 Па*с.

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

b_r = V_пл.r/V_ст = Z(Р_стТ_пл)/(Р_плТ_ст),

где р_пл, Г_пл, р_ст, Т_ст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях. Значение величины b_г имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

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. Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа. Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150 — 300 см³/м³), высоким (300 — 600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

Давление насыщения это давление при котором начинает выделяться газ. Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называется недонасыщенной. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.

Взрываемость. Природный газ при соединении с кислородом отличается повышенной взрывоопасностью. Пределы взрываемости метана в воздухе составляет при его объемной доле 5,350-14,9%. Сероводород заметно расширяет пределы взрываемости природного газа.

В некоторых подземных  коллекторах при высоких температурах УВ с относительно короткими цепями (в основном от 5 до 7 углерода) существуют в виде газа. При добыче газа температура снижается и жидкие углеводороды конденсируются. Такая жидкость называется газоконденсатом (белый газ), представляет собой практически чистый бензин, его цвет изменяется от желтоватого до голубого, а плотность от 45 до 62⁰ Api. Природный газ, содержащий  конденсат, называется жирным, не содержащий сухим. Газоконденсат вместе с другими компонентами, которые можно выделить из природного газа  (бутан, пропан, этан) называют широкой фракцией легких УВ.   

Растворимость газов  при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного  газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависит от температуры и минерализации воды. Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая. Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение.

Пластовые воды и их свойства

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 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. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее. 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. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах — от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (Cl^-, SO4^-, HCO_3-, Na+, Ca²+, Mo²+).

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. Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа-с.

Электропроводность  пластовых вод зависит от степени их минерализации — увеличивается с увеличением минерализации и температуры вод. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам.

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. Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено.

Газосодержания пластовой воды не превышает 1,5 — 2,0 м³/м³, обычно оно равно 0,2-0,5 м³/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.

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

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений В_в зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Список использованной литературы:

1. Хайн Норман Дж. «Геология, разведка, бурение и добыча нефти» (пер. с англ. З.Свитанько), Москва, 2008 г.
2. Э.А.Бакиров, В.И. Ермолкин «Геология нефти и газа», Москва 1990 г.
3. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. «Нефтегазопромысловая геология», Москва 2000 г.
4. А. А. Коршак, А. М. Шаммазов «Основы нефтегазового дела»