Высокопарафинистые — более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

Физические свойства нефтей.

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

G=Vг/Vп.н.

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

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300— 500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30—100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8—10 м³/м³.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

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 начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

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

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором—недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:

βн = (1/V) (ΔV/Δp),

где ΔV—изменение объема нефти-, V—исходный объем нефти. Δр — изменение давления. Размерность βн —1/Па, или Па^-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1—5) • 10^-3 МПа^-1. Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом при разработке залежей в условиях упруговодонапорного режима, а также на начальной стадии разработки для определения изменения пластового давления на отдельных участках или забойных давлений в отдельных скважинах, когда ход процесса разработки еще не стабилизировался и упругие силы еще играют заметную роль.

Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при 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. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

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

b_н= V_пл.н/V_дег = r_н./r_пл.н

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

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2—1,8.

Объемный коэффициент пластовой нефти используется при подсчете запасов. Он входит вместе с показателем растворимости газа в уравнение для определения геологических запасов нефти методом материального баланса при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Эти же две характеристики пластовой нефти, а также объемный коэффициент пластового газа (см. ниже) входят в формулу для определения коэффициентов нефтеотдачи при тех же режимах.

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

q=1/b=V_дег/V_п.н.=r_п.н./r_н

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2—1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3—0.4 г/см³. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см³.

По плотности пластовые нефти делятся на:

легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;