Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.

Разница между Р_пл и Р_нас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться (рис. 2.4)

С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением

Рис.2.4

насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления.

Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн) или объёмной упругости:

,                           (2.13)

где ∆V – уменьшение объёма нефти;

V – исходный объём нефти;

∆Р – увеличение давления.

Из выражения (2.13) следует, что коэффициент сжимаемости (βн) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (βн ≈ 0,4–0,7 ГПа^–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^–1, приставка Г – гига → увеличение в 10⁹).

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 2.5). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости (рис. 2.5, 2.6).

                             Рис.2.5                                                        Рис 2.6                

С уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения.

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора.

С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает.

Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

Объемный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

,                                    (2.14)

где V_пл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Если в начальный момент времени давление в пласте P₀ = P_пл > P_нас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению V_пл и, соответственно к уменьшению объемного коэффициента нефти (Рис.2.7).

Рис.2.7

Объёмный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. 

Для месторождений Западной Сибири величина объёмного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

 Объём нефти в пластовых условиях всегда больше объёма сепарированной нефти (V_пл > V_сеп). Используя объёмный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U –  степень уменьшения объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность: