Трещины представляют собой плоские разрывы сплошной

1. Роль физики пласта в процессе разработки месторождений нефти и газа.
Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно
связаны с закономерностями фильтрации углеводородов и воды в горных породах, слагающих
продуктивные пласты. Поэтому свойства горных пород и пластовых жидкостей предопределяют
рациональную технологию разработки залежей нефти и газа и экономические показатели их
извлечения из недр.
Основные задач, которые решает физика нефтяного и газового пласта:
•
изучение коллекторских и фильтрационных свойств горных пород;
•
физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов в
изменяющихся условиях залегания;
•
освоение физические основы повышения нефте- и газоотдачи коллекторов.
2. Классификация горных пород по происхождению.
•
Изверженные (магматические) – образовались в результате застывания и
кристаллизации магматической массы сложного минерального состава:
o
Интрузивные – застывают в недрах литосферы.
o
Эффузивные – застывают на дневной поверхности.
•
Осадочные – образовались на поверхности или вблизи поверхности земли при низких
температурах и давлениях. В результате проявления поверхностных (экзогенных процессов) таких
как геологическая работа рек, озер и т.д.
o
Терригенные
o
Карбонатные
•
Метаморфические – образовались из осадочных и магматических пород в результате
физико-химических процессов при высоких температурах и давлениях в недрах земли.
3. Осадочные породы. Классификация осадочных пород.
Осадочные – образовались на поверхности или вблизи поверхности земли при низких
температурах и давлениях. В результате проявления поверхностных (экзогенных процессов) таких
как геологическая работа рек, озер и т.д.
o
Терригенные - состоящие из обломочного материала
o
Хемогенные - образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов
в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне
o
Органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений.
4. Понятие структурно-текстурного строения нефтегазового пласта.
•
Текстура – совокупность признаков строения породы, обусловленных ориентировкой и
относительным расположением составных частей породы (минералы, поры, цемент),
взаиморасположением и количественным соотношением цемента и зерен.
o
Слоистость:
▪
Горизонтальная
▪
Косая
▪
Неправильная
o
Основные типы цементов:
▪
Контактовый
▪
Сгустковый
▪
Пленочный
▪
Поровый
▪
Базальный
•
Структура – характеристика породы, преимущественно определяемая размером и
формой зерен.
Структуры ГП
o
Псефитовая - >2мм
o
Псаммитовая - 0.1-2мм
o
Алевритовая - 0.01-0.1мм
o
Пелитовая - <0.01мм
5. Понятие коллектора и неколлектора.
•
Коллектор – ГП содержащая поры и пустоты, способная вмещать, фильтровать
флюиды и отдавать их при разработке.
Большинство пород коллекторов имеют осадочное происхождение.
Основные критерии коллектора – его емкостные и фильтрационные характеристики.
•
Абсолютно непроницаемых пород не существует, однако в условиях возможных при
разработке месторождений перепадов давлений многие породы не проницаемы для флюидов, такие
породы относят к - неколлекторам
6. Типы коллекторов нефти и газа.
Классификация коллекторов нефти и газа возможна по различным характеристикам:
•
По типу породы:
o
Терригенный (обломочный) – песок, песчаник, алевриты, алевролиты.
o
Карбонатные – известняк, доломит.
•
По типу строения порового пространства:
o
Гранулярного типа - коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое
пространство которых состоит из межзерновых полостей
o
Трещинного типа - коллекторы поровое пространство слагается системой трещин. При
этом участки коллектора, залегающие между трещинами, представляют собой плотные
малопроницаемые нетрещиноватые массивы пород.
o
Смешанного типа - коллекторы поровое пространство которых слагается как системами
трещин, так и поровым пространством блоков, а также кавернами и карстами. В зависимости от
наличия в них пустот различного вида подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые,
трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т. д.
7. Основные свойства горных пород и методы их определения.
•
гранулометрический (механический) состав пород;
Методы определения:
o
Микроскопический
o
Ситовый
o
Седиментационный
o
Лазерный
o
Оптический
•
пористость;
Методы определения в лаборатории, завися
o
по И.А.Преображенскому
o
метод Мельчера
o
…….
Методы определения на месторождении:
o
Электрокаротаж
o
Индукционный каротаж
o
Диэлектрический каротаж
o
Акустические методы
o
Радиоактивный
•
проницаемость;
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации
Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна
градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
o
Методы определения абсолютной проницаемости в лаборатории проводится на
различных приборах, но принципиальная схема их устройства одинакова— все они состоят из одних
и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через
пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и
приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через
образец породы.
o
Методы определения относительной проницаемости в лаборатории проводится
на установках, состоящих из следующих частей:
▪
приспособления для приготовления смесей и питания керна;
▪
кернодержателя специальной конструкции;
▪
приспособления и устройства для приема, разделения и измерения
раздельного расхода жидкостей и газа;
▪
устройства для измерения насыщенности различными фазами
пористой среды;
▪
приборов контроля и регулирования процесса фильтрации.
•
капиллярные свойства;
•
удельная поверхность;
Методы определения:
o
Аналитический (по Гранулометрическому составу, пористости и
проницаемости)
o
Фильтрационный (основан на измерении сопротивления течению ч/з пористое
тело разреженного воздуха)
o
Адсорбционный
o
Метод меченых атомов
•
механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию
и другим видам деформаций);
•
насыщенность пород водой, нефтью и газом.
Насыщенность порового пространства различными фазами можно определить несколькими
способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца (весовой метод)
и т.д.
•
тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность)
8. Гранулометрический состав пород.
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое)
содержание в породе частиц различной крупности.
Гранулометрический состав Терригенных пород зависит:
•
Минералогического состава материнской породы
•
Климатической обстановки в период выветривания
•
Условий переноса и седиментации обломочного материала и т.д.
9. Определение гранулометрического состава пород.
Гранулометрический состав пород определяется следующими методами:
•
Микроскопический
•
Ситовый
•
Седиментационный
•
Лазерный
•
Оптический
Лазерный - Принцип действия основан на регистрации оптического излучения, рассеянного
частицами в кварцевой кювете анализатора. Рассеянное лазерное излучение под разными углами
регистрируется с помощью фотодиодной линейки. Распределение частиц по размерам определяется
по зависимости интенсивности рассеянного частицами излучения от угла рассеяния.
Диспергирование проб в жидкости осуществляется с помощью встроенной магнитной
мешалки, совмещенной с кюветой.
Оптический гранулометрический анализ сыпучих тел обеспечивает возможность
автоматического подсчета числа частиц определенной фракции. Это достигается тем, что
используют сканирование предметного поля (прибора) несколькими световыми лучами разного
сечения. Для осуществления способа используется прибор, в котором применена дифференциальная
фотоэлектрическая схема для счета частиц, соединенная со счетчиками импульса. Для создания
одинаковых условий счета частиц на всем предметном поле прибора в нем применен механизм,
обеспечивающий возвратно-поступательное перемещение светового пятна сканирующего луча по
предметному полю со смещением его в перпендикулярном направлении, равным диаметру светового
пятна при каждом изменении направления движения.
10. Микроскопический, ситовый и седиментационный анализы
Микроскопические исследования проводят с помощью микроскопа, который позволяет
изучать невидимые глазом объекты При использовании оптического микроскопа структуру породы
можно изучать при общем увеличении от нескольких десятков до 2 000–3 000 раз. Микроанализ
позволяет характеризовать размеры и расположение зёрен и пустот между ними.
Ситовый анализ- способ определения крупности измельченных материалов просеиванием
через набор стандартных сит с отверстиями разных размеров. Позволяет определить процентные
содержания (по массе) фракций в пылевидном или зернистом материале, состоящих из частиц
определенного размера.
Седиментационный анализ- совокупность методов дисперсионного (гранулометрич.)
анализа, в основе к-рых лежит зависимость между размером (массой) и скоростью движения тела в
вязкой среде (газе или жидкости) под действием гравитац. или центробежных сил. Позволяет
определять как усреднённые характеристики дисперсности, так и дисперсный (гранулометрич.,
зерновой, фракционный) состав анализируемой системы, т.e. долевое распределение массы, объёма,
площади поверхности, линейных размеров или числа частиц дисперсной фазы по классам крупности.
11. Форма представления результатов гранулометрического анализа.
Результаты определения механического состава заносят в таблицу и оформляют графически в
виде кривых:
•
Кривая суммарного гранулометрического состава (по оси ординат откладывают
нарастающие массовые, или весовые, проценты, а по оси абсцисс — логарифмы диаметров частиц):
На данной кривой надо обратить внимание не только на характер кривой, но и на три характерные
точки на кривой.
o
Перпендикуляр, опущенный на ось абсцисс, из точки а, соответствующая размеру
отверстия сита, на котором задерживается 10% более крупных фракций дает диаметр зерен песка d90
, по которому определяется, размер щелей забойного фильтра.
o
Точка в, соответствующая 60%-ному суммарному весовому составу, включая все
более мелкие фракции, используется для определения коэффициента неоднородности.
o
Точка с, соответствующая 10%-ному суммарному весовому составу, включая все
более мелкие фракции, дает так называемый эффективный диаметр частиц. Отношение d60/d10
характеризует коэффициент неоднородности песка.
•
Кривая распределения зерен песка по размерам (по оси абсцисс откладывают
диаметры частиц, а по оси ординат — содержание каждой фракции в исследуемой породе в % по
массе)
12. Физические принципы изучения гранулометрического состава пород.
•
Микроскопический – изучение шлифов
•
Ситовый – разделение песка по размерам через сита с разными размерами отверстий
•
Седиментационный – основан на различной скорости оседания частиц в воде
•
Лазерный
•
Оптический
СМотри 9-10!!!!
13. Плотность горных пород.
Плотность горной породы определяется по формуле:
В зависимости от того какие масса и объем (с учетом или без учета пор, флюидов и т.п.)
берутся, выделяют 3 вида плотности ГП:
•
Истинная – плотность породы в условиях залегания (с пластовым флюидом, в данных
термобарических условиях)
•
Кажущаяся – с учетом порового и пустотного пространства.
•
Минералогическая – плотность породы без учета пор и пустот, т.е. плотность
породообразующих минералов и цемента.
14. Пористость горных пород.
Пористость – важнейшая емкостная характеристика ГП.
Пористость ГП - определяется наличием в породе пор (пустот), характеризует способность ГП
вмещать и отдавать флюиды.
Различают следующие виды пористости:
•
Общая (полная) •
Открытая •
Эффективная •
Динамическая – пористость в зависимости от градиента давления
Пористость хороших коллекторов находится в пределах 15-25%.
По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:
•
сверхкапиллярные — более 0,5 мм;
•
капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);
•
субкапиллярные — менее 0,0002 мм (0,2 мкм).
15. Первичная и вторичная пористость. Породы, обладающие этой пористостью.
По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на:
•
Первичные – поры и пустоты образующиеся в процессе осадконакопления и
формирования породы
•
Вторичные – поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и
дробления породы, растворения, возникновения трещин, доломитизации и т.д.
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: Водо-, нефте-,
газонасыщенность.
16. Факторы, влияющие на коэффициент пористости.
Пористость зависит от:
•
Формы зерен
•
Сортировки зерен
•
Размера зерен
•
Укладки зерен
•
Однородности и окатанности зерен
•
Вида цемента
17. Пористость идеального грунта.
Коэффициент пористости.
Под идеальным грунтом понимается пористая
среда, поровые каналы которой представляют пучок
цилиндрических трубок с параллельными осями.
18. Коэффициенты полной, открытой, эффективной и динамической пористости.
Различают следующие виды пористости:
•
Общая (полная) - - отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому
объему образца
•
Открытая - - отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца
•
Эффективная - - отношение объема пор, которые могут быть заняты нефтью или газом
к объему образца
•
Динамическая – характеризует относительный объем пор и пустот, через которые
могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, в процессе разработки.
19. Лабораторные методы определения пористости.
Если объем минеральной части образца породы обозначить через Vм, то выражение (1)
примет вид:
mпп= 1- Vмин/Vп
(5)
Выразив объемы Vмин и Vп через их массу и плотность, получим
mпп= 1- rп/rмин
(6)
Из (5) и (6) видно, что коэффициент полной пористости породы можно определить, если
известны объем образца и объем минеральной части, или объем образца и объем пор, или плотность
породы и слагающих ее минеральных частиц.
Для определения объема образца может быть применено несколько способов:
-если правильная форма, то V=a*b*c
-метод парафинизации
-с помощью закона Архимеда
20. Трещиноватость и кавернозность пористых сред.
Трещиноватость – явление разделения горных пород трещинами различной протяженности,
формы и пространственной ориентировки. По происхождению трещиноватость горных пород
разделяется на нетектоническую, тектоническую и планетарную. Трещины различного размера
могут формировать трещинные системы.
Параметры трещиноватости ГП:
•
Трещиноватость:
•
Раскрытость:
•
Густота: , где l- длина поры, f-площадь сечения.
Кавернозность горных пород – наличие в горных породах мелких пустот (каверн).
Кавернозность ГП может быть:
•
Первичная – наблюдается в некоторых излившихся магматических породах, а так же в
рифовых известняках.
•
Вторичная – возникает под влиянием растворяющего действия воды.
21. Кавернозность горных пород.
Кавернозность горных пород - Наличие в горных породах мелких пустот (каверн).
Кавернозность горных пород может быть первичная и вторичная. Первичная наблюдается в
некоторых излившихся магматических породах (обусловлена особенностями застывания лавы), а
также в рифовых известняках. Вторичная возникает под влиянием растворяющего действия воды и
особенно хорошо развита в карбонатных породах: известняках, доломитах. Изучение Кавернозности
горных пород, т. е. определение общего объема пустот, выявление процессов их роста и залечивания,
соединений между ними и т. п., имеет большое значение в инженерной геологии, т. к. от
кавернозности зависит прочность пород. При наличии свободно соединяющихся пустот
Кавернозности горных пород может быть уменьшена путем нагнетания соответствующих растворов,
выполняющих пустоты.
22. Факторы, влияющие на коэффициент пористости и каверзности горных пород:
глубина залегания пласта, минералогический состав, давление, наличие пластовых вод с
растворенными минеральными солями и др.
На коэффициент пористости и каверзности горных влияет множество факторов, а именно:
•
Глубина залегания пласта: с глубиной залегания наблюдается ….
•
Минералогический состав: если порода представлена карбонатными соединениями, то
возможно их выщелачивание и образование каверн.
•
Давление: в условиях залегания в пласте …..
•
Наличие пластовых вод с растворенными минеральными веществами: способствуют
образованию пор за счет выщелачивания карбонатных соединений
23. Учет пористости при подсчете геологических и извлекаемых запасов газа.
Пористость – емкостный параметр пласта и он показывает, какое количество флюида может
находится в пласте. При этом надо учитывать, что газ может содержаться в субкапиллярах, а нефть и
вода в капиллярах.
24. Трещиноватость горных пород и методы ее изучения. Классификация трещиноватых
пород по размерам трещин, густоте, форме, раскрытости и т. д.
Трещиноватость- свойство горных пород, нарушенность монолитности породы трещинами;
этим термином также называется совокупность трещин в породном массиве.
Разновидности трещин
Трещины представляют собой плоские разрывы сплошной среды в случае, если их величина
на порядок и больше превосходит межатомные расстояния в кристаллической решетке. Выделяют
трещины трех порядков:

трещины первого порядка - внутрикристаллические, возникают в процессе роста и
развития кристалла;

трещины второго порядка - между кристаллами и в соединяющем отдельные
кристаллы межкристаллическом цементе;

трещины третьего порядка - образуются в результате тектонических процессов и при
ведении горных работ. Поэтому при взрывной отбойке учитывают естественную трещиноватость как
начальную, и возникающую при работе техники как дополнительную.
Трещины могут быть заполнены трещиннными водами (грунтовыми безнапорными или
напорными, что может быть опасно для горняков), газами (к примеру, метаном или углекислым
газом, что также потенциально опасно), разными минеральными и органическими веществами.
По размеру дефектов целесообразно выделить пять уровней:
5. Дефекты кристаллической решетки минералов, составляющих
породу: вакансии, межузельные атомы, дислокации и т. п.
4. микротрещины, разбивающие отдельные кристаллы и небольшие
участки горной породы. Размер их может быть
условно ограничен величинами 0,01 .мм. - 10 см (по длине).
3. Макротрещины, видимые в обнажениях и изучаемые в ряде
отраслей геологии. Условимся ограничить их линейные
размеры интервалом 10 см - 100 м.
2. Разрывы, разбивающие массивы пород и связанные обычно
с локальными складчатыми структурами (рис. 4). Условимся ограничивать
их линейные размеры интервалом 100 м-10 км.
1. Крупные тектонические разрывы, связанные с региональными
полями тектонических напряжений и разбивающие целые участки
литосферы - вплоть до глубинных разломов.
Разделяя трещины по форме обычно подразумевают форму следа поверхности трещины на
поверхности обнажения. При этом выделяются трещины прямолинейные, криволинейные
(изогнутые), волнистые и т. д. Иногда эти характеристики удается привязать к направлению
(например, трещина волнистая по падению и прямолинейная по простиранию. Если трещина
прямолинейна по падению и по простиранию, она называется плоской.
По характеру заполнения выделяют трещины раскрытые, или при большом раскрытии
зияющие (т. е. заполненные воздухом или водой), и с заполнителем кристаллическим (кварц, кальцит
и т. п.) ,
битуминозным (нефти, битумы) или рыхлым (глинка трения, продукты выветривания).
По степени заполнения различают трещины, заполненные полностью если заполнитель
кристаллический, то говорят о «запеченных» трещинах или прожилках), трещины, частично занятые
заполнителем, и трещины с налетами (натеками) по стенкам (особенно характерны
налеты гидроокислов железа и натеки кальцита).
25. Проницаемость горных пород.
Проницаемость – параметр ГП характеризующий ее способность пропускать флюид.
Абсолютно непроницаемых тел. в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах
давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор в них
оказываются практически мало или совсем непроницаемым для жидкостей и газов (глины, сланцы и
др.).
Проницаемость ГП – является основным фильтрационным свойством пласта, определяющим
эффективность разработки.
Виды проницаемости:
•
Абсолютная - проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней
лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная
проницаемость — свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа
и перепада давления.
•
Фазовая - проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или
движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород,
но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физикохимических свойств.
•
Относительная - это проницаемость пористой среды, которая рассчитывается как
отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
•
Динамическая – проницаемость в зависимости от градиента давления.
26. Коэффициенты абсолютной и фазовой проницаемости, методы их определения.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации
Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна
градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
o
Методы определения абсолютной проницаемости в лаборатории проводится на
различных приборах, но принципиальная схема их устройства одинакова— все они состоят из одних
и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через
пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и
приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через
образец породы.
o
Методы определения относительной проницаемости в лаборатории проводится на
установках, состоящих из следующих частей:
▪
приспособления для приготовления смесей и питания керна;
▪
кернодержателя специальной конструкции;
▪
приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного
расхода жидкостей и газа;
▪
устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой
среды;
▪
приборов контроля и регулирования процесса фильтрации.
27. Закон Дарси. Изменение проницаемости в процессе разработки месторождений.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации
Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна
градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
•
где v — скорость линейной фильтрации;
Q — объемный расход жидкости в единицу времени;
F —площадь фильтрации;
μ — динамическая вязкость жидкости;
Δр— перепад давления;
L - длина пористой среды.
k - коэффициентом проницаемости;
•
При измерении проницаемости пород по газу в формулу следует подставлять средний
расход газа в условиях образца:
,
где
— объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре
газа в образце.
Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит
изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля—Мариотта, получим
Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде
p1 и р2 — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.
Здесь Qo — расход газа при атмосферном давлении ро.
28. Проницаемость горных пород. Коэффициенты абсолютной и фазовой проницаемости.
Проницаемость - способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды при наличии
перепада давления.
Абсолютная проницаемость-проницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом,
инертным по отношению к породе, зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от
насыщающего флюида. Как правило, абсолютной проницаемостью называют проницаемость керна
по азоту или по воздуху.
Эффективная (фазовая) проницаемость- проницаемость породы для отдельно взятого
флюида (Ko, Kw) при числе присутствующих в породе фаз, большем единицы. Эффективная
проницаемость зависит от степени насыщения флюидами(флюидонасыщенностей) и их физикохимических свойств).
Относительная проницаемость- отношение эффективной проницаемости (Ko, Kw) к
абсолютной (KoSwir). Kro = Ko / KoSwir ; Krw = Kw / KoSwir
29. Фильтрация нефти и газа в пористой среде. Закон Дарси.
Фильтрацией - процесс движения жидкостей и газа в пористой среде. В отличие от движения
по трубам, в пористой среде жидкость и газ перемещаются не сплошным потоком, а отдельными
мелкими струйками, которые многократно изменяют свое направление, т.е. фильтруясь через
каналы, образованные частицами породы. Фильтрация жидкостей и газа в пласте происходит при
перепаде давления в различных участках пласта, от зон с повышенным давлением к зонам с
меньшим.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации
Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6.), установил
зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента
давления.
Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в
пористой среде пропорционально градиенту давления:
где Q – объемная скорость воды;
V – линейная скорость воды;
F – площадь сечения, F=
;
L – длина фильтра;
k – коэффициент пропорциональности.
Нефть – неидеальная система (компоненты нефти
взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон
фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую
взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:
где μ - вязкость нефти.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы
характеризуется коэффициентом пропорциональности k (1.7.), который
называется коэффициентом проницаемости (
).
Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ), вытекает из соотношения
, ( 1.9)
30. Вертикальная и горизонтальная проницаемости. Параметр анизотропии.
Горизонтальная проницаемость – проницаемость, измеренная в направлении параллельном
напластованию породы-коллектора.
Вертикальная проницаемость – проницаемость, измеренная в направлении поперечном
напластованию породы-коллектора.
Различие вертикальной и горизонтальной проницаемости оценивается параметром
анизотропии, то есть отношением вертикальной Kв и горизонтальной Kг проницаемостей:
31. Дайте характеристику сверхкапиллярных, капиллярных, субкапиллярных и
микропор.
По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:
•
сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм; Через такие поры хорошо фильтруются
нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз.
•
капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм); Такие поры проявляют эффекты
межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена.
•
субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм); Взаимодействие между твёрдой фазой
и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента
давления.
•
Микропоры –Через такие поры флюид практически не фильтруется
32. Понятие проницаемости (характеристики и физический принцип измерения).
Проницаемость - способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды при наличии
перепада давления.
Абсолютная проницаемость-проницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом,
инертным по отношению к породе, зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от
насыщающего флюида. Как правило, абсолютной проницаемостью называют проницаемость керна
по азоту или по воздуху.
Эффективная (фазовая) проницаемость- проницаемость породы для отдельно взятого
флюида (Ko, Kw) при числе присутствующих в породе фаз, большем единицы. Эффективная
проницаемость зависит от степени насыщения флюидами(флюидонасыщенностей) и их физикохимических свойств).
Относительная проницаемость- отношение эффективной проницаемости (Ko, Kw) к
абсолютной (KoSwir). Kro = Ko / KoSwir ; Krw = Kw / KoSwir
Проницаемость пород-коллекторов определяется обычно в лабораторных условиях
посредством исследования образцов или кусочков керна в пермеаметре. Пермеаметры разных систем
различаются в деталях конструкции, но все они обычно состоят из кернодержателя, насоса для
нагнетания флюида через керн, манометров для
измерения перепада давления в керне и
расходомера для измерения скорости
прохождения флюида через керн.
Проницаемость породы определяется
при фильтрации флюидов через керн. Для
оценки
пользуются линейным законом фильтрации
Дарси,
по которому скорость фильтрации флюида
в пористой
среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:
V = Q / F = K × ΔP / (μ × L)
K = Q × μ × L / (ΔP × F), где

V - скорость линейной фильтрации (см/с),

Q - объёмный расход флюида (см3/с),

μ - вязкость флюида (сП),

ΔP - перепад давления (атм),

F - площадь фильтрации (см2),

L - длина образца (см),

K - проницаемость (Д).
33. Фазовая проницаемость, ее физический смысл и взаимосвязь с абсолютной
проницаемостью.
Фазовая - проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в
порах многофазных систем.
Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз
зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физикохимических свойств жидкостей и пористых сред, от градиента давления. Если часть пор занята
какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Фазовая
проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами.
Взаимосвязь фазовой и абсолютной проницаемости:
где F – функция взаимодействия фильтрующейся фазы со скелетом пласта. Характеризует
степень изменения проницаемости для конкретной пары флюид/порода.
34. Относительные фазовые проницаемости пластов.
Относительная фазовая проницаемость - это коэффициент, который рассчитывается как
отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
Физический смысл – это относительное уменьшение проницаемости по фазе по отношению к
абсолютной, обусловленной присутствием других фаз.
35. Понятие удельной поверхности горных пород.
Удельная поверхность пород—суммарная поверхность частиц или поровых каналов,
содержащихся в единице объема образца,— зависит от степени дисперсности частиц, из которых они
слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зёрен песка и большой плотности их укладки
поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно
осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.
Удельная поверхность — одна из важнейших характеристик горной породы.
36. Способы определения удельной поверхности.
•
Методы определения:
o
Аналитический
▪
по Гранулометрическому составу:
Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значения по каждой
фракции гранулометрического состава
Здесь Р — масса породы, кг; Рi —масса данной фракции, кг; di — средние диаметры фракций
(в м), m — пористость.
▪
пористости и проницаемости
где Т — извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к
длине керна); ϕ — структурный коэффициент, учитывающий форму поровых каналов. S – удельная
поверхность, m — пористость, k – коэффициент проницаемости.
o
Фильтрационный (основан на измерении сопротивления течению ч/з пористое
тело разреженного воздуха)
o
Адсорбционный
o
Метод меченных атомов
37. Удельная поверхность горных пород и методы ее определения.
Удельная поверхность пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов,
содержащихся в единице объема образца, - зависит от степени дисперсности частиц, из которых они
слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки
поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно
осложняет задачу полного извлечения! нефти из породы.
m – пористость, k – проницаемость
где m - пористость породы (характеризующая динамическую полезную емкость
коллектора); Sуд - удельная поверхность; Т - извилистость поровых каналов (отношение
среднестатистической длины каналов к длине керна); φ - структурный коэффициент, учитывающий
форму поровых каналов. Значение извилистости Т может достигать 6 и более.
Существуют следующие способы оценки этого параметра: фильтрационный, основанный на
измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха; адсорбционные, а
также метод меченых атомов.
Методы определения удельной поверхности пористых сред, основанные на использовании
пуазейлевского режима течения воздуха сквозь объект исследования], применимы только для
приближенной оценки поверхности грубозернистых однородных сред, ширина пор в которых
намного больше длины свободного пробега молекул воздуха. При этом не нужно учитывать
скольжения газа по стенкам пор. Кнудсеновский режим наступает, когда максимальные просветы
пор становятся меньше длины свободного пробега молекул газа. В этом случае соударения молекул
между собой становятся редкими.
где SУД - удельная поверхность
образца, м2/м3; Q - число киломолей воздуха, протекающего через 1м2 поперечного сечения
пористой среды толщиной ∆х (в м) за 1 с при перепаде давления ∆р (в Па); М - относительная
молекулярная масса; воздуха, кг/кмоль; R - универсальная газовая постоянная, Дж/ (кмоль - градус);
Т - температура опыта,°С.
Удельную поверхность пористых сред в водной среде обычно определяют методом адсорбции
красителей или методом поверхностного обмера при помощи радиоактивных индикаторов. Площадь
поверхности минералов Syд при этом рассчитывают по числу молекул радиоактивного индикатора,
поглощенных пористой средой, и по площади, приходящейся на один атом данного радиоактивного
вещества на поверхности кристалла:
где αm - число молей (атомов) вещества, связанного с 1 г твердой фазы; ω площадь, приходящаяся на один атом данного вещества на поверхности кристалла
(значение ее известно для многих веществ); N - число Авогадро.
38. Влияние гранулометрического состава пород на величину удельной поверхности.
Удельная поверхность зависит от гранулометрического состава, степени дисперсности,
правильность геометрической формы и шероховатости зерен скелета, типов контактов между ними,
содержания и типа цемента.
В модели фиктивного грунта величина удельной поверхности определяется выражением:
, где S — удельная поверхность в м2/м3; m — пористость; d — диаметр частиц в
м.
Из этого соотношения следует, что при уменьшении диаметра частиц, удельная поверхность
увеличивается. В связи с эти крупнозернистые и хорошо отсортированные песчаники будут обладать
минимальной удельной поверхностью, а с увеличением в породе количества мелких частиц удельная
поверхность будет увеличиваться.
39. Связь удельной поверхности с нефте-газо-конденсатоотдачей пласта.
Внутрипоровые взаимодействия флюидов и скелета породы оказывают определяющее
влияние на степень извлечение флюидов из пласта и определяют эффективность использования
физико-химических и тепловых методов увеличения нефте-газо-конденсатоотдачи. Влияние
удельной поверхности проявляется, прежде всего, через сорбционные процессы на границе скелетфлюид. Они приводят к удержанию части флюидов во внутрипоровом пространстве в неподвижном
состоянии, к изменению эффективного порового объема, фазовых проницаемостей и т.д.
40. Структура пустотного пространства горных пород и способы ее изучения.
Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и
конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга.
Пористая среда характеризуется рядом структурных параметров:
•
Пористость
•
Размер пор
•
Распределение пор по размерам
•
Извилистость
•
Удельная поверхность
При исследовании структур поровых пространств используют:
•
Прямые методы:
o
Метод просвечивания рентгеновскими лучами
o
Изучение шторов!?
o
Метод изучение породы в сколе
•
Косвенные методы
o
Оптический (метод случайных секущих)
o
Метод адсорбции
o
Метод полупровод. мембран
o
Ртутная порометрия
o
Ультразвуковое прозвучивание
41. Связь пористости с проницаемостью и удельной поверхностью горных пород.
Связь пористости с проницаемостью и удельной поверхностью горных пород описывается
формулой Козени— Кармана.
В общем виде формула Козени — Кармана записывается в виде:
, где Т — извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической
длины каналов к длине керна); ϕ — структурный коэффициент, учитывающий форму поровых
каналов. S – удельная поверхность, m — пористость, k – коэффициент проницаемости.
42. Неоднородность горных пород и способы ее определения. Статистические методы ее
отображения.
Неоднородность ГП
•
По фазовому составу
•
По компонентному (минеральному) составу
•
По структурно-текстурному строению
Геологическая неоднородность – изменчивость геологических и физических характеристик
нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи:
•
Ультрамикро неоднородность
•
Микронеоднородность
•
Мезонеоднородность
•
Макронеоднородность
•
Метанеоднородность
43. Насыщенность пористой среды флюидами и ее влияние на фазовые проницаемости.
44. Перечислите основные фильтрационные и емкостные свойства нефтегазовых
пластов, дайте понятие анизотропии нефтегазового пласта.
•
гранулометрическим (механическим) составом пород;
•
пористостью;
•
проницаемостью;
•
капиллярными свойствами;
•
удельной поверхностью;
•
механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву,
сжатию и другим видам деформаций);
•
насыщенностью пород водой, нефтью и газом.
Анизотропия нефтегазового пласта – неодинаковость свойств пласта по различным
направлениям внутри пласта.
45. Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и
покрышки.
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические
свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и
эксплуатации месторождений.
Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под
действием приложенных сил.
Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:
=m·βп
где βс - коэффициент объемной упругости пористой среды;
βп - коэффициент сжимаемости пор;
Vо - объем образца;
ΔVпор - объем пор;
P - давление;
m - коэффициент пористости.
Прочность на сжатие и разрыв - горной породы оценивается через модуль объемного
сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему
сжатию.
Пластичность – изменение формы породы при воздействии на них различных нагрузок, без
появления видимых трещин. Последние характеризуют хрупкость породы.
Твердость – способность тела оказывать сопротивление внедрению в него другого тела.
Существуют различные методы определения твердости: по Бринеллю, Шору, Моосу.
Абразивность – способность горных пород изнашивать в процессе трения металл, и сплавы.
Набухание и размокание – глинистые породы при взаимодействие с водой увеличивают свой
объем и влажность.
46. Основные механические свойства горных пород: упругость, сжимаемость, прочность
на сжатие и разрыв, твердость, пластичность, набухаемость.
47. Деформация пород. Остаточная деформация и ее влияние на фильтрационные
свойства коллекторов.
Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.
Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:
линейные деформации;
сдвиговые деформации;
объёмные деформации.
Деформации могут быть:
•
Упругими
•
Пластичными
•
Крип (ползучесть)
48. Основные показатели механических свойств коллекторов.
49. Тепловые свойства горных пород: теплоемкость, теплопроводность,
температуропроводность.
•
Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты,
необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:
.
Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры,
давления и влажности горных пород.
•
Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) λ
характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу
времени t при градиенте температуры dT/dx:
•
Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород
или скорость распространения изотермических границ.
50. Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений.
Природный газ – смесь углеводородов гомологического ряда метана, кислых газов N, H2S,
CO2, инертных газов He, Kr, Ne, Ar, в состав так же входят примеси: H2O (пар) и механические.
Газогидраты – представляют собой твердые соединения (клатраты) в которых молекулы газа
при определенных температурах и давлениях заполняют пустоты кристаллической решетки
образованной молекулами воды с помощью прочной H связи.
Пластовая газоконденсатная смесь – это сложная система, состоящая из большого числа
углеводородов, азота, H2S, CO2, He, H20 (пар).
Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый
из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых,
газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они
включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных
компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон).
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них
отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и
поэтому их называют сухими.
Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые
при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.
Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю
пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа
находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при
снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его
транспортирование и использование.
Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый
газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами
Газы подразделяются на три группы:
•
добываемые из газовых месторождений – сухой газ.
•
добываемые вместе с нефтью – физические смеси, сохой газ, жидкий газ, газовый
бензин.
•
добываемые из газоконденсатных месторождений – смеси сухого газа и жидкого
углеводородного конденсата. Конденсат состоит из большего числа углеводородов.
51. Закономерности изменения состава газоконденсатной смеси в зависимости от
давления и температуры.
Во время эксплуатации газовых скважин метан газообразный и находится при температуре
выше критической, этан на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны в
паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав
природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При
эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного
значения ( давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых
углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит
обратно в газообразное состояние.
Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе
разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует
учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные
месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклингпроцесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при
прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления
закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.
52. Основные параметры природных газов молекулярный объем, масса и плотность газа
и газоконденсатной смеси.
•
Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой,
тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа:
ρсм = Мсм/22,41
Обычно ρ находится в пределах 0,73 - 1 кг/м3. плотность индивидуальных компонентов
углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1.
Для характеристики плотности газа используют также ее отношение к плотности воздуха в
тех же условиях (плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м3).
где - относительная плотность газа; ρсм, ρв – плотность газа и воздуха соответственно. Связь
между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется
законом состояния газов, который можно представить в виде:
………………………………………
53. Физические свойства конденсата. Сырой и стабильный конденсат.
Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении
давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат
сырой и стабильный .
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно
в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при
стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое
количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его
получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных
компонентов конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160.
Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и
находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
54. Критические параметры газа и отдельных компонентов.
Критическим состоянием называется такое состояние вещества, при котором плотность
вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию,
называются критическими параметрами.
Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления
любого значения не может быть превращён в жидкость.
Критическое давление ркр, - зто давление необходимое для сжижения газа при критической
температуре.
Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при
критических значениях давления и температуры.
Для природных газов значения Ткр и ркр при известных параметрах компонент xi, pкрi, Ткрi
определяются как среднекритические.
Часто в расчетах, например при определении вязкости и коэффициента сверхсжимаемости
газа, пользуются так называемыми приведенными давлениями и температурами.
Приведенным давлением рпр называется отношение давления газа р к его критическому
давлению ркр : pпр=p/ pкр
Приведенной температурой газа Тпр называется отношение абсолютной температуры газа Т
к его критическому значению: Тпр=Т/Ткр.
55. Приведенные параметры природных газов.
56. Вязкость газа и методы определения коэффициента динамической вязкости.
Вязкость газа - свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа
относительно другой.
Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена
обменом количеством движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг
друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их
хаотическом движении.
Различают динамическую вязкость (μ) и кинематическую вязкость (ν)
Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости
движения молекул газа:
где ρ - плотность газа;
λ- средняя длина пробега молекулы;
V - средняя скорость молекул.
Динамическую вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в
капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими
методами.
Кинематическая вязкость:
57. Уравнение состояния реальных газов. Коэффициент сверхсжимаемости газа и
методы его определения.
При изучении состояния вещества стремятся найти взаимосвязь между давлением, при
котором находится вещество, его плотностью и температурой.
Для идеальных газов согласно уравнению Клапейрона – Менделеева
,
- где давление, Па;
– объем газа, м3,
– масса газа, кг;
– газовая постоянная,
Дж/(кг • К);
– абсолютная температура, К.
Ван-дер-Ваальсом были введены в уравнение состояния идеального газа поправки: величина
b, учитывающая объем самих молекул, и величина a/v2, учитывающая взаимодействие между
молекулами. В результате было получено уравнение состояния «реального газа» (уравнение Ван-дерВаальса) в следующем виде:
.
Сложность применения уравнения для практических расчетов заключается в том, что в
газонефтепромысловом деле встречаются, как правило, смеси газов, для которых уравнение Ван-дерВаальса применимо с трудом.
Коэффициент сверхсжимаемости. При большом числе компонентов расчеты по
приведенным формулам становятся трудоемкими. Поэтому для расчета состояния реальных газов
обычно пользуются обобщенным газовым законом в виде уравнения Клапейрона, в которое вводится
поправка (коэффициент сверхсжимаемости), учитывающая отклонение реальных газов от законов
сжатия и расширения идеальных газов.
,
где z – коэффициент сверхсжимаемости;
58. Влагосодержание газа и методы его определения.
Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой
коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого газы в пласте содержат
то или иное количество паров воды.
Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к
максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называют
относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяным
паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.
Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа, называют
абсолютной влажностью. Абсолютная влажность измеряется в г/м3 или в г/кг.
- сорбционно-гравиметрический метод - гравиметрический метод измерения влажности газов,
основанный на сорбционном способе выделения влаги из газов;
- конденсационно-гравиметрический метод - гравиметрический метод измерения влажности
газов, основанный на конденсационном способе выделения влаги из газов;
- конденсационный метод - метод измерения точки росы [инея], заключающийся в
охлаждении газа до температуры выпадения конденсата (росы или инея) и измерении этой
температуры;
- и другие.
Все методы, как измерения, так и воспроизведения величин влажности, являются косвенными
и основаны, главным образом, на определении точки росы (т.р.) и сводятся к выполнению трех
основных операций:
- изменение температуры газа (понижение или повышение температуры);
- фиксация момента появления конденсата;
измерение температуры, при которой выпал конденсат (температуры точки росы).
59. Тепловые свойства природных газов и отдельных компонентов.
Удельная теплоемкость — количество теплоты, сообщаемой единице массы вещества, чтобы
изменить его температуру на один градус. Для газов различают изобарную ср и изохорную сv
удельные теплоемкости,
где индексы у скобок означают давление р = const и объем V= const
60. Теплоемкость, теплопроводность, коэффициент теплопередачи и методы их
определения.
61. Кристаллогидраты природных газов, компоненты газа образующие гидраты.
Газогидраты – представляют собой твердые соединения (клатраты) в которых молекулы газа
при определенных температурах и давлениях заполняют пустоты кристаллической решетки
образованной молекулами воды с помощью прочной H связи.
Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного количества молекул воды и газа.
Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, изобутан, CO2, N2, H2S) образуют
гидраты, которые существуют при определенных термобарических условиях. Область их
существования приурочена к морским донным осадкам и к областям многолетнемерзлых пород.
Преобладающими природными газовыми гидратами являются гидраты метана и углекислого газа.
62. Техногенные гидраты и газогидратные залежи.
Газогидратные залежи характеризуются рядом особенностей:
•
Объем газа, содержащийся в единице объема гидрата, практически не зависит от
состава газа.
•
Гидратонасыщенность порового пространства определяется давлением, температурой,
составом поровой воды и газо-гидратообразователя.
•
Формирование ГГЗ может происходить из недонасыщенных газом пластовых вод
•
Для формирования и сохранения ГГЗ не нужны литологические покрышки
•
ГГЗ является непроницаемым экраном, под которыми могут накапливаться залежи
свободного газа и нефти
63. Пластовые воды и их свойства.
Пластовая вода – подземная вода, залегающая в порах и трещинах горных пород.
В нефтегазовых месторождениях различают следующие группы пластовых вод:
•
Подошвенная – вода, заполняющая поры коллектора под залежью.
•
Промежуточная – вода в водоносных пропластках самого пласта
•
Остаточная – вода, оставшаяся со времен образования залежи
o
Свободная гравитационная (жидкая)
o
Свободная капиллярная (жидкая)
o
Сорбционно-замкнутая
o
Стыковая
o
Рыхлосвязанная
o
Прочносвязанная
o
Цеолитная
o
Кристаллизационная
o
Конституционная
Свойства пластовых вод:
•
Плотность. При увеличении концентрации солей, возрастает плотность пластовых вод.
•
Тепловое расширение воды – характеризуется коэффициентом теплового расширения:
, где изменение объема воды при изменении температуры на , V – объем воды в нормальных
условиях.
•
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды , где изменение
объема воды при изменении давления на , V – объем воды в нормальных условиях.
•
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и
концентрации растворенных солей.
•
Минерализованность
•
Жесткость
•
Кислотность
•
Электропроводность пластовых вод
•
Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма
воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:
64. Состояние остаточной воды в газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежах.
Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими
свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой
отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии.
В пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные
остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.
Сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют
равновесной смачивающей пленки.
65. Методы определения водонасыщенности коллекторов.
•
Экстрагирование образцов в приборе Дина и Старка или в воронке Шотта, или в
приборе Закса
•
Хлоридный метод
•
Метод Электропроводности
•
Метод полупроницаемых мембран (перегородок)
•
Метод центрифугирования
66. Физические свойства пластовых вод: минерализованность, классификация
пластовых вод в зависимости от количества растворенных минеральных солей, плотность,
вязкость, сжимаемость, термическое расширение, электропроводность.
Свойства пластовых вод:
•
Плотность. При увеличении концентрации солей, возрастает плотность пластовых вод.
•
Тепловое расширение воды – характеризуется коэффициентом теплового расширения:
, где изменение объема воды при изменении температуры на , V – объем воды в нормальных
условиях.
•
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды , где изменение
объема воды при изменении давления на , V – объем воды в нормальных условиях.
•
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и
концентрации растворенных солей.
•
Минерализованность воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В
пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации
пластовые воды делятся на четыре типа:
o
рассолы (Q>50 г/л);
o
солёные (10<Q<50 г/л);
o
солоноватые (1<Q<10 г/л);
o
пресные (Q≤1 г/л).
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:
анионы: OH-; Cl-; SO42-; CO32-; HCO3-;
o
катионы: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+;
o
ионы микроэлементов: I-; Br-;
o
коллоидные частицы SiO2; Fe2O3; Al2O3;
o
нафтеновые кислоты и их соли.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые)
и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды.
•
Жесткость.
Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная
жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов
двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов или
хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной.
Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция,
магния, железа подразделяются на следующие типы:
o
очень мягкая вода - до 1,5 мг-экв. /л;
o
мягкая вода - 1,5-3,0 мг-экв. /л;
o
умеренно жёсткая вода - 3,0-6,0 мг-экв. /л;
o
жёсткая вода - более 6 мг-экв. /л.
Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом, длительным
кипячением или химическим методом.
Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или
щёлочи.
•
Кислотность
Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате
диссоциации молекул воды.
В зависимости от рН воды подразделяются на:
o нейтральные (рН=7);
o щелочные (pH>7);
o кислые (p<7).
С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать
при закачке воды в пласт
Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти
параметры влияют на величину рН
•
Электропроводность пластовых вод.
Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением
раствора ρ:
χ = L / (RS), χ =1/ρ. (2.48)
С увеличением минерализации и полярности удельная электропроводность растет.
•
Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма
воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:
67. Растворимость природных газов в пластовой воде.
Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах
разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.
Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах
описывается законом Генри:
Vг=АРVж или Vг/Vж=КР
где Vж – объём жидкости-растворителя;
А-коэффициент растворимости газа;
Vг – количество газа, растворённого при данной температуре;
Р – давление газа над поверхностью жидкости
К – константа Генри (К=f( )).
Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в
воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СО и
СО2 на 1 т воды).
С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает.
Растворимость газа зависит также от минерализации воды.
Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях,
причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент
растворимости.
68. Силы, удерживающие остаточные воды в пористой среде. Зависимость количества
остаточной воды в месторождениях от свойств пород-коллекторов.
-молекулярные силы(адсорбционная вода)
-капиллярные силы(свободная, капиллярно связанная воды)
69. Физические и физико-химические свойства нефти в пластовых условиях и методы их
изучения.
Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно
углеводородов, их производных и гетероатомных соединений. Вследствие изменчивости
химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже
различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.
Свойства нефти:
•
Плотность пластовой нефти зависит от: состава нефти, количества и вида
растворенного газа, температуры, давления.
Плотность нефтей определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.
•
Вязкость - свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при
движении. Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Вязкость
определяют эксперементально методом истечения
•
Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е.
способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма
характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) β:
Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового
фактора.
•
С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b,
характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на
поверхности при дегазации:
•
усадка нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на
поверхность (в %):
•
Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг
жидкости.
•
Диэлектрические свойства нефтей. Нефть - диэлектрик. Диэлектрическая
проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в
данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях.
70. Плотность, вязкость, сжимаемость, термическое расширение, электропроводность,
теплоемкость, теплопроводность, коэффициент теплопередачи нефти и их использование.
71. Фазовые состояния углеводородных систем.
72. Газоконденсатная характеристика, ретроградные явления.
73. Поверхностно-молекулярные свойства системы пласт-вода-нефть-газ.
Поверхностное натяжение s – избыток свободной энергии сосредоточенной на одном
квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз.
Поверхностное натяжение можно рассматривать как избыток свободной энергии
сосредоточенной на 1 см2 единицы поверхностного слоя на границе раздела фаз:
Е=s×s
Поверхностного натяжения – это сила, действующая на единицу длины периметра
взаимодействия двух фаз (линию смачивания):
F=l*сигма, где l - линия смачиваемости
Поверхностного натяжения – это работа, образования 1 см2 новой поверхности в
изотермических условиях:
А=сигма*s
Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна
из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость
и газ.
Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а
если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.
Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания Q,
образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из
точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 4).
тут короче типа тех рисунков с капелькой, которые мы рисовали на последней лабе
Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия – явление
сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим
взаимодействием.
Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:
Wa = s1,2 + s2,3+ s1,3.
Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его
поверхности.
Если через q1 – обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q2 обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет
выполняться соотношение : (q1/ q2) > 1, а для гидрофобных: (q1/ q2) < 1
74. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз.
75. Смачиваемость и методы ее определения.
Существует несколько способов определения смачиваемости: измерение контактного угла, метод Амотта, метод USBM (метод центрифугирования), адсорбционные методы (адсорбция паров воды, адсорбция метиленового голубого), с помощью кривых капиллярного давления, метод ЯМР, с помощью капиллярной пропитки, кривых относительных
проницаемостей, метод изотермической сушки (метод испарения)
76. Роль капиллярных сил при добыче газа, конденсата и нефти.
77. Основные параметры, характеризующие поверхностно-молекулярные свойства системы
порода-вода-нефть-газ.
78. Поверхностное натяжение на границе раздела жидкость – газ.
Метод продавливания пузырьков воздуха
сигма=сигма0*р/р0
Сталагмометрический метод. Состоит в определении числа капель, образующихся при
вытекании данного объема жидкости из капиллярного отверстия специальной пипетки
cигма=n0*cигма0*d0/ (nd)
ти методы пригодны не только для измерения поверхностного натяжения на границе
раздела жидкость — газ (воздух), но и на границе раздела двух жидких фаз.
79. Капиллярное давление и методы его определения.
Капиллярное давление — это перепад давлений на границе раздела двух несмешивающихся
жидкостей, одна из которых смачивает поверхность породы лучше другой
Оно находится с помощью следующей формулы:
Pc = P несмачивающей фазы – P смачивающей фазы.
Значение капиллярного давления зависит от насыщенности каждой фазы, ее
непрерывности, а также от формы и размеров пор и поровых каналов.