По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью — m _н < 1 мПа × с;

маловязкие —  1< m _н £ 5 мПа × с;

с повышенной вязкостью—5< m _н £ 25 мПа × с;

высоковязкие— m н > 25 мПа × с.

Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Давление насыщения (начало парообразования) пластовои нефти - давление, при котором начинается выде­ление из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа V г растворенного в 1м³ объема пластовой нефти V пл.н:

G =Vг/V п.н.

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

Промысловым газовым фактором Г н азывается 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 газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.

Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м²; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м², Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м², Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Капиллярность – способность жидкости подниматься или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r

Р – давление поднятия; σ - поверхностное натяжение; r – радиус капилляра.

h = 2 σ/ r ρ g

h - высота поднятия; ρ – плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.

 

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

Другое основное свойство нефти – испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Коэффициент сжимаемости нефти β_н – это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

где V₀ - первоначальный объем нефти; ΔV- изменение объема нефти при изменении давления на Δр;  

Размерность β_н -Па^-1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140) 10^-6 МПа^-1. Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18) 10 ^-6 МПа^-1.

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости β_н=(4-7) 10^-10МПа^-1.

Коэффициент теплового расширения aн – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С

a н = (1/ Vo) (D V / D t).

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.

 

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.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U =(b н-1)/ b н*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 – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти. q=1/b=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн