Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости, то есть взаимосвязь обратно пропорциональная.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

 Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности.

В нефтенасыщенных породах величина температуропроводности ниже, чем в водонасыщенных породах, так как теплопроводность нефти меньше чем воды.

Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод.

Температуропроводность и теплопроводность, измеренные вдоль напластования пород, большей частью превышает на 10–50 % значения этих тепловых свойств, измеренных в направлении, перпендикулярном напластованию.

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях.

    В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами нефти и газа, пластовыми температурой и давлением.

Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа растворено в нефти. В 1 м³ нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м³.

Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН₄–С₄Н₁₀: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H₂S, N₂, CO, CO₂, H₂, Ar, He, Kr, Xe и другие.

При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С₁–С₄. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С₅ равна 28 ^оС, а для н-С₅ → 36 ^оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С₅ за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.1) и представляют собой, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.1

Состав газа газовых месторождений, объёмный %

Сухость газа оценивается коэффициентом сухости (k_сух), величина которого пропорциональна отношению процентного содержания метана в газе к сумме тяжелых углеводородов:

                     .                         (2.2)

Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводо­родов от этана (С₂Н₆) и выше.

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы с преоблада­нием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м³) аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98,8 об. %.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 2.2). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный.                    Жирность газа характеризуется коэффициентом жирности (k_жирн), который обратно пропорционален коэффициенту сухости (k_сух):

.                                  (2.3)

Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С₃, С₄ легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан.

Таблица 2.2

Состав газа газоконденсатных месторождений, объёмный %

Распределение углеводородов в попутном газе нефтяных месторождений варьируется в диапазоне (табл. 2.3): для метана 35–85 %, тяжёлых углеводородов (С₂ и выше) 20–40 %, реже доходит до 60 %.

Таблица 2.3

Состав попутного газа нефтяных месторождений, объёмный %