Свойства пород-коллекторов и пластовых флюидов

1. Тема 1. Свойства пород-коллекторов и пластовых флюидов

ЛЕКЦИЯ 1. ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ УВ.
УСЛОВИЯ ПРИТОКА ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНУ.
СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ И
ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

2. Углеводороды (УВ)

• Нефть
• Газ
• Конденсат
• Природные битумы

3. Углеводороды залегают в продуктивном пласте

4. Флюиды в пласте распределяются по плотности

5.

скопление УВ, сосредоточенное в ловушке,
ограниченные КРОВЛЕЙ и ПОДОШВОЙ, в
количестве, достаточном для промышленной
разработки, называют ЗАЛЕЖЬЮ
ПЛАСТОВАЯ
МАССИВНАЯ
ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ
СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ
ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭРАНИРОВАННАЯ

6.

ПЛАСТОВЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ

7.

МАССИВНЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ

8.

пластовые сводовые
тектонически экранированные
литологически ограниченные
стратиграфически ограниченные

9.

МЕСТОРОЖДЕНИЕМ нефти и газа называют
совокупность залежей, приуроченных территориально
к одной площади и сведенных с благоприятной
тектонической структурой
понятия месторождение
и залежь равнозначны,
если на одной площади
имеется всего одна
залежь (однопластовое
месторождение)
месторождение,
имеющее залежи в
пластах (горизонтах)
разной
стратиграфической
принадлежности,
называют
многопластовыми

10.

Месторождения НиГ по величине НИЗ
подразделяются на:
уникальные - более 300 млн. т нефти или
300 млрд. м3 газа;
крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от
30 до 300 млрд. м3 газа;
средние - от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до
30 млрд. м3 газа;
мелкие - от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5
млрд. м3 газа;
очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее
1 млрд. м3 газа.

11.

В зависимости от фазового состояния и состава
основных УВ-соединений в недрах месторождения
нефти и газа подразделяются на:
нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в
различной степени газом;
газонефтяные, в которых основная часть залежи
нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему
нефтяную часть залежи;
нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с
нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка
превышает по объему нефтяную часть залежи;
газовые, содержащие только газ;
газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и
конденсат.

12.

Запасы месторождений подразделяются на:
- количество Н,ГиК и содержащихся в них
компонентов, которое находится в недрах в
изученных бурением залежах, наличие которых в
недрах
доказано
пробной
или
промышленной
эксплуатацией
или
испытанием
скважин
или
обосновывается геолого-геофизическими исследованиями
(геологические
запасы);
- часть геологических запасов, которая может быть
добыта из месторождения за весь срок разработки
в рамках оптимальных проектных решений с
использованием доступных технологий с учетом
соблюдения требований по охране недр и
окружающей среды (извлекаемые запасы).

13.

Ресурсы невскрытых бурением объектов с предполагаемой
нефтегазоносностью
подразделяются
на:
- количество н, г и к, содержащееся в невскрытых
бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных
нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах,
наличие которых в недрах предполагается на основе
геологических представлений, теоретических предпосылок,
результатов геологических, геофизических и геохимических
исследований
(геологические
ресурсы);
часть
геологических
ресурсов,
которую
прогнозируется извлечь из недр с использованием
доступных технологий с учетом соблюдения
требований по охране недр и окружающей среды
(извлекаемые
ресурсы).

14. НЕФТЬ в переводе на русский означает

• «нафата», что значит «просачиваться»,
«вытекать»
• В русский язык слово «нефть»
введено
в 18 веке. До этого
употребляли названия: земляное
масло, земляная смола, ропа,
ропанка, густа горящая

15. Применение нефти

• Раскопками на берегу Евфрата (река в Турции, Сирии и Ираке, самая крупная в Западной Азии)
установлено существование Н. промысла за 6000—4000 лет до н. э.
(применение Н. в качестве топлива, а Н. битумов — в строительном и дорожном деле)
В древнем Египте Н. использовалась для бальзамирования покойников
Плутарх и Диоскорид упоминают о Н., как о топливе, применявшемся в Древней
Греции
В средние века интерес к нефти, в основном, основывался на её способности гореть.
С VII века н.э. византийцы использовали греческий огонь (смесь нефти с негашеной
известью), которая воспламенялась при увлажнении. Использовалась против
вражеских кораблей: ей смазывали наконечники стрел или изготовляли примитивные
гранаты
Около 2000 лет назад было известно о залежах Н. в Сураханах около Баку
(Азербайджан)
К 16 в. относится сообщение о «горючей воде» — «густе», привезённой из Ухты в
Москву при Борисе Годунове.
Первый завод по очистке нефти был построен в России в 1745 году, в период
правления Елизаветы Петровны, на Ухтинском нефтяном промысле. В СанктПетербурге и вМоскве тогда пользовались свечами, а в малых городах — лучинами. Но
уже тогда во многих церквях горели неугасаемые лампады. В них наливалось горное
масло, которое было не чем иным, как смесью очищенной нефти с растительным
маслом. Купец Набатов был единственным поставщиком очищенной нефти для
соборов и монастырей. В конце XVIII столетия была изобретена лампа. С появлением
ламп возрос спрос на керосин

16.

Добыча нефти в России

17.

Добыча нефти в США
Э. Дрейк на фоне
буровой вышки (1861 г)
Начало американской нефтяной промышленности
1859 г, (вращательное бурение) Э. Дрейк (Н-22,5м) Пенсильвания (Q=30 бар/сут)
1 баррель=159л ≈ 0,1364 тонн нефти (зависит от марки
нефти (Urals/Brent) и температуры/плотности) = 136,4 кг
нефти

18.

19.

Оборудование для добычи нефти
Нефть из скважин добывали желонкой - металлической
трубой длиной до 6 м. 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 в скважинах были применены в
Баку в 1876 г.,
Первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г.
Однако тартальный способ длительное время оставался
главным
Вытеснение нефти из скважины сжатым газом предложено в
конце XVIII в. Не сформировался к началу XX века и фонтанный
способ добычи. Из многочисленных фонтанов Бакинского
района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые
озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву,
водоносные пласты, море

20.

21.

Дебит нефтяной скважины пропорционален перепаду
давления:
Q = Кпрод (Рпл – Рзаб) = Кпрод·ΔР
Коэффициент продуктивности– количество жидкости,
которое может быть добыто из скважины при создании
перепада давления на ее забое 0,1 МПа
Максимальный дебит скважины возможен при
Рзаб = 0 (потенциальный дебит Qпот )

22.

Приток флюидов в скважину возможен
- за счет разности Рпл и Рзаб (ф. Дюпюи)
ПроизводительностьДС характеризуется
их дебитом, т.е. количеством жидкости в
единицу времени

23.

Дебит нефтяной скважины пропорционален перепаду
давления:
Q = К (Рпл – Рзаб) = К·ΔР
Коэффициент продуктивности скважин – количество жидкости,
которое может быть добыто из скважины при создании перепада
давления на ее забое 0,1 МПа
Максимальный
дебит
скважины
(потенциальный дебит Qпот )
возможен
при
Рзаб
Если вместо жидкости к скважине притекает газ:
=
0

24.

Виды забоев скважин

25.

При отсутствии отбора
жидкости в
скважине устанавливается статический
уровень Нст, высота которого соответствует пластовому давлению
Нст = Н – z
где Н - глубина скважины, z – расстояние от
устья до статического уровня
Если пластовое давление превышает
давление столба жидкости, заполнившей
скважину, то при открытом устье из
скважины жидкость будет переливаться

26.

виды горных пород:
•Магматические (изверженные) - породы, образовавшиеся при
застывании магмы в толще земной коры (граниты) или вулканических лав на
поверхности (базальты)
•Осадочные - породы, образованные путем осаждения минеральных и
органических веществ и последующего их уплотнения (глинистые, терригенные и
карбонатные породы)
•Метаморфические – породы, образовавшиеся из осадочных и
магматических в результате их физических, химических изменений под действием
высоких давлений, температур и химических воздействий (глинистые и слюдяные
сланцы, гнейсы, кварциты)

27.

КОЛЛЕКТОР - горная порода,
обладающая такими геолого-физическими свойствами,
которые обеспечивают физическую подвижность
нефти или газа в ее пустотном пространстве
коллектор (терригенный или карбонатный)
может быть насыщен нефтью (или газом) и водой

28. Свойства пород-коллекторов

1) Пористость
2) Проницаемость
3) Гранулометрический состав (для терригенных пород)
4) Удельная поверхность
5) Трещиноватость
6) Механические свойства (упругость, сопротивление разрыву,
сжатию и другим видам деформации)

29.

ПУСТОТНОСТЬ ПОРОД:
Vпуст. = Vпор+ Vтрещ. + Vкаверн
а
б
в
г
д
е
Различные типы пустот в породе.
– хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б – плохо
отсортированная порода с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная
пористая порода; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой
уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между
зернами;
д – порода, ставшая пористой благодаря растворению; е – порода,
ставшая коллектором благодаря трещиноватости.
а

30.

m
ПОРИСТОСТЬ
Vпустот
=
Vпороды
(определяет способность породы вмещать флюиды)
- наличие пустот в горной породе,
заполненных твердым веществом
не
100
(%)
ПОЛНАЯ
ПОРИСТОСТЬ
включает в себя все поры горной
породы, (используется при оценке абсолютных запасов
ОТКРЫТАЯ ПОРИСТОСТЬ одного и того же пласта). Коэффициентом полной объем пор связанных между собой.
пористости называется отношение Коэффициентом открытой пористости
отношение
объема
суммарного объема пор в образце называется
породы к видимому его объему:
открытых, сообщающихся пор к
видимому объему образца:
нефти, а также для сравнения различных пластов или участков
V
m
пор
п
Vобразца
100%
V
m
сообщ . пор
o
Vобразца
100%

31.

ЭФФЕКТИВНАЯ ПОРИСТОСТЬ учитывает часть объема связанных
между собой пор, насыщенных нефтью
V
m
связан.пор
эф
Vобразца
100%
ПО ВЕЛИЧИНЕ ДИАМЕТРА ПОРЫ ПОДРАЗДЕЛЯЮТСЯ :
СВЕРХКАПИЛЛЯРНЫЕ
> 0.5 мм
КАПИЛЛЯРНЫЕ
0.5 – 0.0002 мм
СУБКАПИЛЛЯРНЫЕ
< 0. 0002 мм

32.

РАЗЛИЧНАЯ УКЛАДКА зерен в терригенной породе
Пористость 47,6%
кубическая укладка
900
Пористость 25,96%
ромбическая укладка

33.

Пористость некоторых пород
Пористость, %
Породы
Изверженные
Глинистые сланцы
Глины
Пески
Песчаники
Известняки и доломиты
от
0,05
0,54
6,0
6,0
3,5
0,6
до
1,25
1,4
50,0
52,0
19-25
10-12
глины, песчаники и пески могут обладать одинаковой пористостью.
Однако глины непроницаемы, так как имеют в основном субкапиллярные
поровые каналы, а песчаники и пески – более крупные капиллярные
каналы и поэтому характеризуются высокой проницаемостью.

34. Гранулометрический состав определяют только для терригенных пород

– содержание в породе частиц различной
величины, выраженное в %
От ГС зависят: пористость, проницаемость,
удельная поверхность, капиллярные свойства,
а также количество остаточной нефти (в виде пленок,
покрывающих поверхность зерен)
ГС определяют ситовым и седиментационным
анализом (графики суммарного ГС
)
массовая концентрация,% - Lgdч
Ситовый – для фракций размером 0,05 мм и выше
Седиментационный – менее 0,05 мм
Коэффициент неоднородности зерен пород,
месторождения = 1,1 – 20,0
слагающих

35.

• Проницаемость – способность пород пропускать
через
себя флюиды при наличии перепада
давления (определяют по закону Дарси, согласно которому скорость
фильтрации жидкостей и газов в пористой среде пропорциональна
перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости)
υ- скорость линейной фильтрации
Q - объемный расход жидкости через породу
F - площадь фильтрации (площадь сечения образца породы)
k - коэффициент проницаемости породы
μ - динамическая вязкость жидкости
Р1 и Р2 - соответственно давление на входе и выходе из образца породы длиной L
Проницаемостью в 1 м2 обладает пористая среда, при
фильтрации через образец
которой площадью
2
поперечного сечения 1 м при перепаде давления 1 Па
на 1 м длины
расход жидкости вязкостью 1 Па∙с
3
составляет 1 м /с

36.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД ЗАВИСИТ
от размера поперечного сечения пор
от формы пор
от характера сообщения между порами
от трещиноватости породы
от минералогического состава пород

37. Распределение пор по размерам (пористость - 23,5% , проницаемость - 2,57 мкм2)

38. Распределение пор по размерам в коллекторах различного типа

1 – карбон С1вв (Западно-Лениногорская площадь), песчаник мелкозернистый
2 – пашийский горизонт Д3, песчаник и насыщенный мелкозернистый песчаник
3 – Коногоровская площадь, алевролиты, глины

39. Изменение конфигурации поры песчаника (Арланское месторождение) от торца керна, мкм: І -0, ІІ – 7, ІІІ – 12, IV – 18, V – 23,

VІ – 29,
VІІІ – 56.
VІІ – 44,

40. Виды проницаемости

Абсолютная - проницаемость породы при
движении в ней лишь одной какой-либо
фазы (газа или однородной жидкости) - характеризует
только физические свойства породы. В качестве абсолютной
проницаемости принято считать проницаемость пород,
определенную по газу (азоту)
Фазовая проницаемость пород для
данной фазы
при наличии в порах
многофазных систем. Фазовая проницаемость
зависит не только от физических свойств породы, но и от
насыщенности ее жидкостью или газом и от их физикохимических свойств.
Относительная - отношение
фазовой
проницаемости породы к абсолютной

41. Зависимость относительной проницаемости песка от водонасыщенности

Про водонасыщенности более 20%
фазовая проницаемость породы
для нефти уменьшается, хотя и
получаем безводную нефть. За
счет молекулярно-поверхностных
сил вода удерживается в мелких
порах и на поверхности зерен в
виде тонких пленок, уменьшая
площадь сечения каналов
При
водонасыщенности
80%
движение нефти прекращается,
хотя в пласте еще имеется нефть
Нельзя
допускать
преждевременного обводнения
скважин,
предупреждая
попадание воды в ПЗС (при
вскрытии пласта, проведении
ремонтных работ и ОПЗ)

42.

Удельная поверхность породы важнейшая характеристика горной породы
величина суммарной открытой поверхности
частиц, приходящаяся на единицу объема
образца
Вследствие малых размеров зерен песка и большой плотности их
упаковки общая поверхность порового пространства пласта достигает
огромных размеров
поверхность зерен, содержащихся в 1 м3,
однородного песка с размером зерен 0,2 мм,
составляет 20 276 м2. С уменьшением размера частиц удельная поверхность
увеличивается
От величины удельной поверхности зависят —
проницаемость,
адсорбционная
способность,
содержание остаточной воды
Породы, имеющие
непроницаемые
большую
удельную
поверхность
(глины,
глинистые
сланцы)

43. Трещиноватость породы характеризуется

1) Раскрытостью трещин (по величине раскрытости
трещин выделяют МАКРОТРЕЩИНЫ шириной более 40-50
мкм и МИКРОТРЕЩИНЫ шириной до 40-50 мкм)
2) Числом трещин
3) Густотой трещин (объемная плотность трещин = ½ площади поверхности трещин в
объеме породы)
Пористость и проницаемость трещиноватых пород
определяют на основании изучения шлифов,
измерения объема трещин путем насыщения керна
жидкостью

44. Механические свойства коллекторов

1) Упругость
2) Прочность на сжатие и разрыв
3) Пластичность
При снижении Рпл объем порового
пространства уменьшается вследствие упругого
расширения зерен породы и уплотнения скелета породы под
действием массы вышележащих горных пород
(жидкость
поэтому вытесняется из пор)
Упругие свойства пород влияют на
перераспределение давления в процессе
эксплуатации

45. Об упругих свойствах пород судят по величине коэффициента сжимаемости

Учитывает
суммарную сжимаемость пор
жидкостей (предложено проф. В. Н. Щелкачевым)
и
с m ж
Коэффициент объемной упругости пористой среды
(0,3-2)х10-4 1/МПа
Коэффициент сжимаемости нефти дегазиров. (4-7)х10-10 1/Па,
для легких нефтей со значительным количеством растворенного газа до
140х10-10 1/Па
Коэффициент сжимаемости воды (4-5)х10-11 1/Па

46.

гидростатическое давление
столба жидкости
Боковое горное
давление
Рг – горное
давление

47. Давление в пласте

Горное давление обусловлено весом вышележащих пород,
интенсивностью и продолжительностью тектонических
процессов, физико-химическими превращениями пород
Значение бокового горного давления определяется величиной
вертикальной компоненты давления, коэффициентом
Пуассона пород и геологическими свойствами пород
Пластовое давление - внутреннее давление жидкости и газа,
заполняющих поровое пространство породы, которое
проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов
Гидростатическое давление (в Па) – давление столба
жидкости на некоторой глубине:
Рг = gρжН,

48. Прочность горных пород

• Это сопротивление разрушению. Породы оказывают
значительное сопротивление при сжатии
• Прочность пород на разрыв, изгиб и сдвиг составляет
десятые и сотые доли от прочности на сжатие
• Прочность известняков уменьшается с увеличением в
них глинистых частиц
• Песчаники
с
известковым
цементом
имеют
наименьшую прочность на сжатие
• При увеличении плотности пород их прочность на
сжатие возрастает
• После насыщения водой прочность известняков и
песчаников уменьшается на 20-40%

49. Пластические свойства пород

• Это их способность деформироваться под
большим давлением без образования
трещин или видимых нарушений
• На больших глубинах твердая порода м.
«вытекать» в скважину под действием
высокого горного давления
• Образование складок в земной коре с
плавными
изгибами
и
выпуклостями
обусловлено
пластическими
свойствами
горных пород

50. Нефть - маслянистая жидкость темного цвета

• Основные элементы - углерод (84-88%) и
водород (12%), химически связанные в соединения:
• Парафиновые (метановые)–СnН2n+2→метан СН
• Нафтеновые - С n Н2 n → этилен С Н
• Ароматические - С n Н2 n -6 → бензол С Н
4
2 4
6 6
в небольших количествах содержится :
кислород, сера, азот, хлор, фосфор, йод и др. элементы
металлы (литий, натрий, калий, барий, кальций, стронций, магний, медь, серебро,
золото, цинк, кадмий, ртуть, бор, алюминий, галлий, индий, талий, ванадий,
ниобий, тантал, никель, железо, молибден, кобальт, вольфрам, хром, марганец,
олово)

51.

НЕФТИ (в%)
По содержанию серы
Малосернистые (до 0,5)
Сернистые (0,51-1,9)
Высокосернистые (более 1,9)
По содержанию парафина
Малопарафинистые (до 1,5)
Парафинистые (1,51-6)
Высокопарафинистые (свыше 6 )
По содержанию смолистых веществ
Малосмолистые (не более 8)
Смолистые (от 8 до 25)
Высокосмолистые (более 25)

52.

Углеводороды метанового ряда по физическому состоянию могут
быть газами, жидкостями и твердыми веществами
Метан («болотный газ» СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8),
бутан (С4Н10) - при н.у. - газообразные
Пентан (С5Н12), гексан (C6H14), гептан (C7H16) неустойчивы и при изменении Р и Т легко переходят
из газообразного состояния в жидкое и наоборот
Углеводороды от C8H18 до С17Н36 - жидкие вещества, а
содержащие более 17 атомов углерода - твердые
(парафин, церезин)

53.

Фракционный состав – разделение смесей на
более
простые
компоненты
перегонкой
(дистилляцией) или ректификацией
40-80 ºС - авиационный бензин
40-205 ºС – автомобильный бензин
200-300 ºС – керосин
270-350 ºС – лигроин
После отбора этих фракций остается мазут,
который разгоняют и получают дистилляты
Остаток после мазута – гудрон или полугудрон

54. классификация нефтей в РФ

• Метановые
• Метано-нафтеновые
• Метано-нафтено-ароматические
• Нафтеновые
• Нафтено-ароматические
В дистиллятной (перегоняемой) части название преобладающего компонента занимает
первое место, а на последнем - стоит компонент, присутствующий в наименьшем количестве
• 95% нефтей планеты Земля относят к
метано-нафтеновым

55.

56. Классификация нефтей по плотности

Плотность ( ) - масса в единице объёма (кг/м3)
Тип нефти (согласно стандарту 2002 г) определяется по ее плотности
750.0 – 830 - особо легкая - 0
850.1 – 870 - легкая - 1
850.1 – 870 - средняя - 2
870.1 – 895 - тяжелая – 3
895.1 – 1000 -битуминозная- 4
Плотность нефти
в России – при 20 ºС и атмосферном давлении (ст.у.)
В мире – в градусах Американского нефтяного института (АРI)
60 º F (Фаренгейта) соответствует 15,56 ºС
Плотность нефти для основных сортов РФ 820-905,5 кг/м3
(41-24,76 по шкале API)
Наиболее ценные нефти с плотностью до 880 кг/м3

57. Физические свойства пластовых нефтей

• Сильно
отличаются
от
свойств
поверхностных нефтей, что обусловлено
влиянием температуры, давления и
растворенного газа
• Эти изменения свойств нефтей учитывают
при подсчете запасов, при проектировании,
разработке и эксплуатации нефтяных
месторождений

58.

Давление насыщения нефти газом — это
давление, при котором растворенный газ
начинает выделяться из нефти (зависит от
состава нефти и газа, температуры системы, количества
растворенного газа, скорости снижения давления и др.
факторов)
При содержании азота в составе
растворенного газа давление насыщения
нефти
газом
может
существенно
возрастать

59.

Объемный коэффициент нефти и воды b —
отношение объема жидкости с растворенным в
ней газом в пластовых условиях к объему этой
же жидкости после дегазации (в ст. у.). Известны
нефти, объемный коэффициент которых превышает 3,5, для пластовой воды
этот коэффициент редко превышает 1,06
Коэффициент усадки нефти (в %) –
U= (b-1)/ b*100
характеризует уменьшение объёма пластовой
нефти при её извлечении на поверхность, т.е. после
дегазации

60. Вязкость нефти

Чтобы переместить один слой жидкости относительно
другого, необходимо приложить силу
Р
F
s
μ - коэффициент вязкости,
Δv - приращение скорости движения одного слоя относительно другого
Δs - расстояние между слоями,
F - поверхность соприкосновения двух слоев.
Подставляя в формулу вместо величин их единицы измерения
(единица силы 1Н, площади 1м2 , расстояния 1м, скорости 1м/с ),
получаем размерность коэффициента вязкости 1 Н с/м2 (дин с/м2)
или Па· с

61. Вязкость нефти

Измеряется в системе СИ - Па · с (паскаль секунда)
В промысловой практике пользуются меньшими
единицами вязкости:
• Пуаз 1 П = 0.1 Па∙с
• Сантипуаз 1сП = 0.001 Па∙с
Динамическая вязкость воды при +20 °С равна 1
сП, нефти от 1 до 100 и даже 200 сП.
Для технических целей часто пользуются понятием
кинематической вязкости, за которую принимают
отношение динамической вязкости нефти к ее
плотности

62. Единицей кинематической вязкости

в системе (СИ) служит 1 м2/с
на практике пользуются единицей стокс
1Ст=10-4 м2/с
Иногда для оценки качества нефти пользуются
условной
вязкостью °ВУt, которая показывает,
насколько вязкость нефти больше вязкости воды. Индекс
t указывает температуру, при которой производили
измерения
Измеряют условную вязкость путем сравнения
времени истечения 200 см3 нефти и воды через трубку
определенных размеров (обычно диаметром 5 и длиной
100 мм). По данным этих измерений можно вычислить
кинематическую вязкость

63.

Вязкость нефти и воды зависит в основном от
состава углеводородов нефти, температуры и
количества растворенного газа
При большом газосодержании динамическая
вязкость пластовой нефти может быть меньше
вязкости воды н =1 мПа ∙ с при t =200 С
н =15—20 мПа ∙ с, существенно
Если
затрудняется извлечение нефти из пласта и
нефтеотдача сокращается до 10—15 %
В битуминозных породах
может достигать
10 -15 Па ∙ с. В этом случае извлечь нефть можно
лишь
при
воздействии
на
пласт
теплоносителями (паром и горячей водой)

64.

Если в нефти содержится большое количество
парафина и смол, она приобретает реологические
свойства
неньютоновских жидкостей. Для
фильтрации таких нефтей в пористой среде
необходимо воздействие градиентов давления,
при
которых достигаются
в капиллярах
напряжения,
превышающие
динамические
напряжения сдвига
Вязкость пластовых вод, в основном, зависит от
температуры.
Давление,
минерализация,
количество растворенного газа мало влияют на их
вязкость, и поэтому ее значения обычно находятся
в пределах 0,5—2,0 мПа∙с

65.

Нефтяные месторождения всегда содержат
углеводородные газы в растворенном или
свободном состоянии
Растворенный в нефти газ, добываемый
вместе с нефтью, называют попутным
нефтяным газом
Нефтяной газ по сравнению с природным
газом, содержит меньшее количество метана
(30 – 70 %)
Количество газа, растворенного в одной
тонне нефти, называют ее газовым
фактором, величина которого зависит от состава нефти,
температуры и пластового давления