ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Изменение свойств нефтей в пластовых условиях в пределах отдельных залежей нефти из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2" Свойства нефтей в пределах одной залежи в пластовых условиях различны. Однако для многих залежей эти различия невелики и не всегда обнаруживается направленность изменений в пределах залежи. Для крупных месторождений, как правило, наблюдается четкая закономерность различия свойств нефти по площади или по глубине. Изучением изменения свойств в пределах отдельных залежей и выявлением закономерностей этих изменений занимаются многие исследователи на конкретных месторождениях. [c.32] По данным многочисленных опубликованных работ ТатНИПИнеф-ти, на Ромашкинском месторождении выявляется четкая закономерность изменения свойств нефтей в пластовых условиях от центра залежи к периферии. Так, коэффициент растворимости газа в нефти в центральной части залежи близок к 0,58-10 (мЗ/м )/МПа, а в западном и восточном направлениях он уменьшается до 0,4-10 (м /м ) МПа. Плотность разгазированной нефти в центральной части минимальная, ближе к контуру она увеличивается. [c.32] Закономерно изменяется и состав растворенного газа в центральной части залежи газ богат метаном и характеризуется наименьшей плотностью, а к периферии в нем увеличивается содержание гомологов метана. Отмечается изменение по различным площадям разработки температуры насыщения нефти парафином от 21 до 28° С, хотя четкой закономерности пока не установлено. С учетом этих изменений свойства нефтей Ромашкинского месторождения приведены раздельно по каждой площади. [c.32] На месторождении Колендо (о. Сахалин) при наличии газовой шапки наблюдается четкая закономерность изменения свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. Так, газосодержание изменяется от 70 до 49 м /м . Изменения наблюдаются и для плотности разгазированной нефти, которая вблизи газонефтяного контакта составляет 0,83 г/см , на средней изогипсе — 0,89 г/см , а вблизи водонефтяного контакта 0,93 г/см . [c.32] Во многих районах исследователи отмечают следующее при наличии газовой шапки в некоторых залежах давление насыщения несколько ниже первоначального пластового давления, что не увязывается с теорией фазового равновесия системы жидкость — газ. В отдельных случаях это объясняется литологической разобщенностью газовой и нефтяной частей залежи, в других, как показано на примере месторождения Колендо,—изменением свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. При расчете средних параметров пластовой нефти по таким залежам давление насыщения оказывается отличным от пластового. [c.33] Вернуться к основной статье