Logo GenDocs.ru


Поиск по сайту:  


Шпаргалка к экзаменационным вопросам. Физика пласта - файл 1.doc


Шпаргалка к экзаменационным вопросам. Физика пласта
скачать (181.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc182kb.16.11.2011 05:56скачать

содержание

1.doc

Реклама MarketGid:


6. Поры в породах по разм разд-ся на : субкапиллярные-поры с диам менее 0,2 мкм. Они в естеству слов, заполн адсорбиров водой, которые нах-ся в неподв сост и удержив-ся поверхностно молекул силами притяж стенок поровых каналов, поэтому через такие каналы движ флюид не происходит.Они преобл в флюидоуп.. Капиллярные-поры с размер от 0,2-0,5. Фильтрац через такие поры возм, но она происход при участии капил сил.Капилл поры преоблад в породах-коллект. Сверхкапиллярные – пустоты с размерами более 0,5. К таким пуст относ-ся тектонич трещины и каверны. Жвижение н и г и воды по таким каналам происх свободно, почти без влияния кап сил.

7. В зависим от пустот в породах-кол, они дел-ся: Поровый-преоблад пуст м/у зернами осад пород. Наиб распростр тип. Представл различн песчаник, аливрал и их произв. Кавернозный тип хар-ен для карбон пород. Пустотное пространство образованно кавернами.

К трещенному типу относят породы, имеющ тектонич трещиноват. Это некоторые карбонатные породы, кремнистые, иногда магматич и метаморфич. Трещенный тип коллекторов в чистом виде встреч-ся очень редко. Смешанные типы выдел-ся когда в пустотном простр-ве пород присутств различн виды пустот. К ним относятся трещенно-поровые, тр-кавернозные, порово-кавернозные.

8. Эти особен яв-ся следствием взаимод поверхности пор с насыщ-ми их флюидами и обусловл как св-ми поверхн пор, так и св-ми флюидов. Такое физич взаимод по природе яв-ся электрич, и вызвано тем, что поверхн пор могут иметь опред электрич заряд, а молекулы насыщ пор и флюидов также электрич не нейтральны и облад некоторой полярн. Подобное взаимод флюидов с пов-ю происходит практич с любой поверхн тв тела. Но в порах пород поверхностно молекулярн особенности имеют особую значимость, что объясн огромной площ-ю поверхности поровых каналов в ед V породы. Также высокой извилист пор и их неб размерами. Поверхностно молек особенности оказывают значит влияние на условия нахожд и перемещ флюидов в породах, определяет наличие в породах остат воды и др эффекты, такие как поверхн натяж на границ разд фаз, смачиваем пород. Все эти явления оказыв влияние при выборе оптимальной разраб местор н и г, при изучении их формиров оценки запасов.

16. В пластовых усл система (пласт вода н и г) нах-ся в неустойчивом сост, т к на нее влияет движение извлекаемого флюида. При таком движении краевой угол будет изм-ся по сравнению с его полож в данной системе. Изменение краевого угла смачивания наз-ся гистерезисом смачивания. Величина гистерезиса зависит: 1)скорости, перемещ 3фазной границ раздела по ТВ поверхности; 2) направл движ периметра смачив; 3) шероховат ТВ поверхности; 4) от адсорции на поверхн ТВ тела. Явление гистерезиса возн в основном на шероховатых повер, на ровныхи особен полорованных эти явлен прояв слабо.


9. В породах-кол н и г прсутств некот кол-во воды, кот при разраб мест ост-ся в неподвижн сост-ии и не извлек-ся вместе с н и г. Она наз-ся остаточной. Эта вода присутств-ет еще в породах-кол воды, заполн все поры, за счет чего обеспечив их экронирующие способн. По особенн содерж в породе вода раздел-ся: Адсорбированная (связанная) вода тонким слоем покрыв поверхн пор и удержив на ней за счет физич сил (электрич). ….. В рез-те чего такие молек воды ориентир в направл сил притяжения, теряют подвижность и закрепл-ся, т. е. адсорбир-ся на поверхн пор и выстраив-ся слоями высокой плотности упаковки. Связан вода приобрет аномальные св-ва, аном плотность. Вода мономолек слоя, 1 адсорб слоя прижим-ся к поверх-ти поры силой свыше 1000 МПа и имеет плотн близкую к плотн-ти ТВ тела, достиг 2,3 г/см3, за счет более плотной упаковки молекул, чем в сводовой воде. По мере удал-ти поверхн пор, связь с ней послед слоев адсорб воды постепенно умень-ся, след-но, сниж-ся и плотность упаковки молекул воды. Связь с породо последнего слоя ост-ся очень существенной, так что посл слой воды не может вовлекаться в фильтацию при перепадах давл, кот созд-ся при разработке мест н и г и при ест геологич процессах. Толщина пленки сост около 1,1 мкм. Отсюда понятно почему через субкапилл поры не может происходить фильтр флюидов. Капилл вода представл 2 группц форм ост воды. Эта вода не подверг-ся влиянию заряда поверхн пор породы и по плотности она не отлич от своб воды. Капил вода не может участв в фильр и относится к остаточной. Невозм участия капил воды в фильтр обусловл ее нахожд в зонах пор которые не могут вовлек-ся в фильтрацию.

5. 1) поры м/у зернами осад пород; размеры, форма и V таких пор опред-ся в основном структурн особен пород, т е размерами и формой слагающ породы частиц. D до 10 мкм и редко более. Пустотные каналы, кот обра-ся за счет таких пор, хар-ся высокой извилистостью.

2) каверны; образ-ся преимущ-но в карбонатных породах в рез-те циркуляции подз вод при их растворении; D 2 мм и более. Характериз-ся высокой извилистостью.

3) трещины тектонич происхжд; возник в рез-те процессов складкообразов. Такие трещины наибол хар-ны для карбон, кремнистых и др пород, которые имеют выс плотность и хрупкость. Тектонич трещины образ-т сравнит небольшой V пустотного пр-ва, однако данные трещины яв-ся наиболее крупными в породах пустотами. Их раскрытие может достигать неск-ко мм. Такие трещины яв-ся прямолин и этим отлич-ся от пор и каверн. Поэтому тектонич трещины при их наличие в породе яв-ся основными каналами фильтр видов.

13. Поверхн натяжение- избыток своб энергии, образ-ся на границе раздела 2 фаз, кот олич-ся величиной полярности молекул. Поверх натяж обр-ся потому, что молек на поверхн более полярногг вещ-ва притягив внутрь этого вещ-ва др его молек с большей силой, чем нах действ прилегающ к ним менее полярн молек др вещ-ва. Чем > разница полярности молекул этих2 видов вещ-ва, тем >велич поверхн натяж на гр разд. При этом поверхн раздела м/у 2 граничащими фазами преоб шарообр форму, кот выпукл частью напр в стор менее пол флюида. Велич пов нат < с ув темп, влияет насыщ газами и пласт давление.

17. Физика пласта опред-ет широкий круг разнообр физич св-в пород и насыщающих их флюидов. К основным из них относятся: гранулометрич состав; пористость; проницаемость; насыщенность пород водой, н и г; удеьная повеохность; мех св-ва (упругость, пластичн, прочность на сжатие); эликтрич, аккустич, диффуз-адсорбц, радиактивные; поверх-молек (поверхн натяж, смачив); нефтеотдающие и др св-ва пород и насыщ их флюидов. Среди физич св-в выделяют совокупность параметров, кот хар-ют возможности пород вмещать и отдавать флюиды. Эти параметры именуют емкостно- фильтрац или коллекторскими св-ми пород. Кол св-ва включают такие параметры как пористость, прониц, нефте-газо ит водо насыщ пород. Нефте-газо и водо насыщ относят к емкостным, а прониц-ть к фильтрац св-ам. Иногда к коллект св-ам относят нефтеотд св-ва. Величины коллект св-ва пород зависят от V пустот в них, размеров этих пустот, их конфигурации (извилистости) и некот др особ.

25. В тех случаях, когда порода яв-ся трещинов, то при ее оценке использ трещин порист, кот представл отношен V тектонич трещин к V ощему этой породы. Трещин порист представл весьма незначит велич редко достиг 1 %. Но, т к тектонич трещины имеют сверх капил размеры и весьма незначит извилист, то именно такие трещины при их наличие в породе могут определ фильтрац св-ва. Содерж остат воды в трещинах по причине их размеров и неб извилист сост 1% и редко достиг 10-20%.

18. Под гранулометрич составом горных пород понимают количеств содерж в них частиц (зерен) различной величины, выраж в %(по массе). Это 1 из основн физич хар-ик пород, т к чем более крупными по размерам частицами образована порода, тем более крупными могут быть поры в такой породе и тем более высокими могут быть ее емкостно-фильтрац св-ва. Для определ гранулом состава пород сущ-ет неск-ко лаб методов: ситовой, седиментационный, изучения в шлифах под микроскопом.

Наиболее распростр яв-ся ситовой и седиментацион, примен для слабо и средне сцементиров горных пород, кот поддаются дезинтеграции, т е отделению 1 част породы от др. в л/б условиях. Эти методы исп-ся для наиб распростран пород-коллект, представл обломочн породами. Метод исследов в шлифах под микроскопом исп-ся для крепко сцементиров пород, не поддающихся дезинтеграции. Это обычно органогенные, хемогенные, метаморфич породы.

19. группа пород: 1) грубообломочные – размеры частиц в мм 200, 200-10,10-2; валунные, галечные, гравийные. 2) Песчаные- 2-1,1-0,5. 0,-0,25. 0,25-0,1. грубозернистые, крупно, средне, мелко. 3) Алевриты – 0,1-0,05. 0,05-0,01 крупно и мелко зернистые. 4) Пелиты менее 0,01 глигы, аргиллиты.

11,12. Полярн молекул-мера интенсивности Эл взаимод данной молек с др молек-ми этого же вещ-ва и молекул или ионами др вещ-ва. Такой мерой обычно служит Эл или дипольный момент молек, которой опред-ся степенью ассиметрии, располож +, - зарядов в молекуле. Наиболее полярными яв-ся мол воды, кот имеют не только Эл момент, но и не содержат неполярной части. Затем по величине полярн идут молек ПАВов. К ним отн-ся органич жид-ти, спирты, жирные и нафтеновые кислоты, эфиры, кот содерж полярные группы ОН-, СООН-. Молек ПАВ построена ассиметрично. С одной ее стороны нах-ся какая-то из указанных полярн групп. А с др, к ней присоедин неполярн часть, представл какой-нибудь углевод группой. Благодаря своему строению мол ПАВ облад-ют способн ориентиров-ся при попадании в среду, сост-ю из вещ-в различн полярности. Обычно они адсорбир-ся на границе раздела 2 фаз разной полярности, отделяя одну фазу от другой. Например: попадая в нефте насыщ породу они направл-ся к более полярной фазе, т е к слою адсорбир воды и присоед-ся к ней своей полярной частью, а непол частью обращ-ся к нефти, отделяя ее от воды. Эти особен ПАВ исп для различных целец, для повыш нефтеотдачи пластов. Степень полярности флюидов определ многие их св-ва: поверхн натяж, степень взаимод молекул вещ-ва с друг другом, в том числе с породой.

14, 15. Смачиванием ТВ тела наз-ся совокупность явлений на границе соприкоснов 3 фаз. Одна-тв тело, а 2 др-несмешив-ся жид-ти. По смачив все породы: гидрофильные, гидрофобные. Гидрофильные породы-поверхн кот обладает определ Эл зарядом, за счет чего к такой пов-ти может притяг-ся полярн молекулы воды. Как для воды на поверхн таких тел растекается, что объясн эффектом притяж молекул воды. Интенсивн смачивание хар-ся велич краевого угла смачивания, образованного поверхностью ТВ тела и касательной, провед к поверхн жид-ти из точки ее соприкостн с ее поверхн-ю. Краевой угол всегда измер-ся в сторону к более полярной фазы. Он изм-ся от 1-180. При угле меньше 90 порода счит-ся гидрофильной, при угле более 90-поверхность гидрофобная, не смачив-ся водой. Если приближ к 0, то говорят о полном смачив породы. К гидрофильным относят селикатные породы, карбон, различн окисли железа. К гидрофобным-парафины, воск, жиры и нек чистые мет. Породы-кол н и г преимущ-но гидрофильны. Некоторая гидрофобность в них иногда может проявл на участках пород, обогащенным битуменозным вещ-ом или испытавшим техногенное возд ПАВ. Хаар-р смачивания и степнь его интенсивн влияет на содерж в породах адсорбир воды, а также влияют на выбор оптим технолог разработки н и г месторожений.

20. Под порист породы поним наличие в ней пор (пустот), кот определ-ют возможности породы вмещать те или иные флюиды. Объем пор в породе зависит от: формы и размера частиц; сортировки частиц (чем лучше отсортир мат, тем выше порист); укладки частиц; однородности и окатанности частиц; вида цементации частиц; пласт условий, глубины залегания пород (уменьш с увелич глубины залег пород). Все поры в породах раздел-ся: закрытые (изолированные) – не сообщаются друг с другом. И открытые (сообщ). Открытые поры в свою очередь также дел-ся, т к часть их V в пласт условиях заполнена неподв водой и только часть пор может быть зап нефтью, газом или неподв водой. По этой причине различают: абсол, открыт, эффективн и трещинную пористость.

22. Абсол (общая, полная) пористость хар-ет суммарный V всех видов пустот в породе, как открытых, так и закрытых и оценив-ся по отношению сумм V всех видов пустот в породе к V этой породы. Абсол порист может быть выраж как в виде кэф-та, т. е безразм велич. Определ л/ми методами. Суть : в раздельном замере V пород. Опред-ся через замеры объемн плотн-ти породы и минералогич.

24.. Эффективн или динамич оцени-ет часть V откр пор, кот могут полн участв в фильтрацц флюидами. Она отлич-ся от открыт прониц на велич V наход-ся в открытых порах остат воды и расччитыв-ся … Для очень хороших пород кол с преоблад крупных капилл и сверх капилл пор значение эф порист не значит отлич-ся от открыт. С ухудшением пород-кол и увелич в них доли субкапил пор, эта разница постеп увеличив-ся и для самых плохих пород-кол эф порист сост-ет 20-30 % от открыт.

23. Открытая порист или порист насыщения хар-ет V0 пор в породе и оценив-ся по отношению V этих пор в породе к V этой породы. Открытая порист-ть может быть выражена как в виде коэф-та. Отлич-ся от абсолютной на величину V закр пор. Т к Vз по сравн с Vо, незначит, то абсол порист превышает не более чем на 1-2%. Открыт порист как и абсол может изм-ся в широком диапазоне от долей% до 60% и более. Но сами по себе велич еще не явл-ся показат их коллект св-в, т к на них влияют и др параметры такие как размер пор и сод остат воды. Напр: некот глины могут иметь высок открыт порист, но поры яв-ся непрониц субкапилл по размерам, поэтому такие поры заполн в осн неподвижн остат водой, в рез-те чего глины не смотря ни высок порист не могут быть породами коллект и относ к флюидоупорам.

28. 1) очень хорошо прониц (породы) - >1(прониц мкм2); 2) хорошо прониц – 1-0,1; 3) средне прониц – 0,1-0,01; 4) слабо прониц – 0,01-0,001;5) плохо прониц – 0,001-0,0001; 6) непрониц - < 0,0001 практич знач для коллект н в соответствии с классифик Теодоровича имеют коллекторы 1 четырех классов, а для газов также и 5 класс. 6 класс – породы-неколлекторы.

30. Эффективная проницаемость. Степень соответствия: 1) зависит от того, на ск-ко качественно моделиров условия пластов. 2) --- исследуемая скважина (засор призаб зоны, низк прониц). 3) на ск-ко представит яв-ся образцы керна.

26. Это св-во горн пород пропуск через себя жид-ти и газы при налич перепада давл. Прониц опред-ет фильтрацион св-ва пород. Она влияет на такие св-ва: производит скв и нефтеотдающие св-ва пласта. Абсолютно непрониц тел в природе нет. При сверх высоких перепадах р все горные породы стан-ся прониц-ми. Но при сравнит небольших перепадах р в н и г пластах многие перекрывающие их породы в рез-те незначит размеров пор в них оказ-ся рактич непрониц для жид-ти и газа. Такими практич непрониц в пласт условиях яв-ся глины, не трещиноват глинист сланцы, глинист алевралиты. Хорошо прониц-песок, песчаники, трещин породы. Для оценки прониц пород испо-ся законом линейн фильтрац Дарси, опред по фор-ле. Она справедлива при условии движ несжимаемого флюида и при условии лин фильтрации. При условии пласт условий ф-ла может иметь неск-ко иной вид, но в основе ее так или иначе лежит з Дарси.

Физич смысл размера прониц-ти это величина площади сечения каналов порист среды через которые идет фильтр. В системе нпг фильтр изм-ся в дарси, в сист си – в мкм2/м2. Прониц в 1 мкм2-это прониц при которой через попер сечение в 1 см2 и перепаде р в 0,1 МПа за 1 сек проходит 1 см3 жид-ти вязкостью 0,001 доля МПа в сек.

27. Абсолютная: это прониц пород для газа, при условии заполнения пор породы только этим газом и отсутствия физико-химич взаимод м/ду породой и газом. Для оценки абсол прониц в л/б усл обычно исп-т воздух. Для продукт н и г пластов соблюдения условий оценки абсол прониц невозможно, т к такие пласт в той или иной мере всегда содержат остат воду. Эффективная: или фазовая. Это прониц для газа или жид-ти при условии нахождения в породе остат воды, т е она при наличие в породе неск фаз. Эффективн всегда меньше абс прониц. С увелич содерж в породе остат воды, т е ухудш кол св-в, эта разница увели. При остат водонасыщ пород более 70-80%, т е когда нефть и газ заним 30-20% порового простр-ва, эффект прониц сниж-ся почти до 0. И движение флюидов в такой породе практич отсутствует.

Относительная: представл отношение эфф прониц к абсол и выраж безразм величиной меньше 1. Прониц пород зависит от d пород, от степени их извилистости, от степени насыщения пор различными флюидами, от тектонич трещиноватости породы, а так же от физико-хим взаимод флюидов с породой и составом и св-в самих флюидов.

32. Под уд поверхн пор пониают суммарн пов-ть ее порового простр-ва в ед V породы. Уд пов хар-ет степень дисперсности породы и опред ее адсорбц св-ва, в первую очередь содерж остат воды. Она увелич с уменьш d зерен породы. Эксперим замерить очень сложно, расчитыв по формкле .. Если выразить kпр в мкм, m- в долях, то поверхн будет оцен-ся в м2/м3. Она увелич с ухудш кол св-в.

29. Прониц пород может опред-ть по результатам гидродинамич исследований скважин, а также л/б способами на образцах керна. Гидродинамич исслед скв поз-ет опред-ть эффект прониц интервала разреза, из которого в скважину идет приток того или иного флюида. Абсол прониц этим методами не опред. Лаборат исследов на образцах керна допускают замеры всех видов прониц-ти, причем эти замеры могут произ-ся как в поверхн условиях, так и при моделиров разнообр пластовых усл.

31. Открытая пористость сама по себе не яв-ся показат коллект св-в в породе. Очень часто породы, обладающие большой открытой порист яв-ся практически не проницаемыми. Это происх тогда, когда в породе хотя и имеется больш V откр пор, но все они очень незначит по размерам с раскрытием менее 0,2 мкм. Такие поры заполнены адсорбир водой, кот нах-ся в неподв состоянии и препятствует движ флюидов. Для оценки практич значимости пород-кол необходимо иметь сведения не только о их пористости, но и о проницаемости. Прямой связи м/ду порист и прониц не сущ-ет, поскольку на эту связь влияет 3 параметр (радиус поровых каналов). Впервые зависимость м/ду этими 3 параметрами для ид среды, частицы которой не взамод друг с другом, установл Ур Пуазейля и Дарси . Из этого уравн можно опред радиус поровых каналов для ид среды: .Если выразить прониц-ть в мкм2, а пористость в долях, то r будет оценив-ся в мкм.. Для реальной среды оценка r произ-ся по Ур-ю Котяхова.

.Все эти Ур-я в основном исп-ся для теоретич целей. На практике предпочтение отдается л/б методам измер r.

35. Прямой (экстрационно-дистилляционный) способ основан на изучении образцов пород с естеств пластовым насыщ-ем. Этот способ дает наиболее достоверные результаты, примен редко. Поскольку для этого необход бур спец дорогост скв-н с использ буровых раств на нефт основе или растворов не фильтр-ся в пласт. Такие растворы не искажают остат водонасыщ пород-коллект н и г, поскольку фильтрат этих растворов представлен углевод жид-ми, кот попадая в поры пород в процессе бур оттесняют из них часть, наход-ся там н и г, но на сод остат воды не влияют. Отобранные образцы концервируются на буровой, чтобы исключить возм испарения из них флюидов и доставл в лаб. В лаб такие образцы исслед в аппарате Закса. Физич основы этого метода заключ-ся в экстракции из образцов углеводородов и дистилляции из них воды.

36. Косвенные способы определения насыщ пород основаны на моделировании возможного содержания в них различных флюидов. Среди косв л/б способов наиболее распростр яв-ся способы центрифугирования, капилляриметрии (углевод раств), испарения (сущ эн связь форм воды с поверхн порового прост-ва). Все эти способы предусматривают определения ост водонасыщ, нефтенасыщ или газонасыщ-ти.

37. Механич св-ва пород проявл-ся при воздействии на них внешней нагрузки. Они включают обширный комплекс параметров и раздел-ся на деформац, прочностные и реологич. Физика пласта изуч деф и прочн св-ва. Исслед-ся упругие дефформ пород, т е те параметры мех св-в, кот могут оказывать влияние на процессы разраб н и г местор и на нефтеотдающ св-ва пород. Прочностн св-ва пород изуч-ся для выбора оптим режимов бур скв-н. Упругость – способн пород уменьшать свой V, V порового простр-ва при увелич внешней нагрузки и восстан их при ее уменьш. Величина внешн нагрузки опред-ся по разнице м/ду нагрузкой, создав массой перекрывающих пород и велич пластового давления в данных породах. По мере сниж пласт давл, что может происх на залеже н и г, внешняя нагрузка на породы таких зал увелич и приводит к некоторому уменьш V их порового простр-ва и тем самым влияет на процесс извлечения нефти и газа. Итак, упругие св-ва пород, насыщающих их флюидов, создают запас упругой энергии пласта, которая освобожд-ся при уменьш пластового давл и служит одним из источников извлечения н и г. Упругие св-ва пласта описыв-ся з Гука.




38.

Эти св-ва оцениваются удельной теплоемкость, коэф-ом

температуро – проводности и коэф теплопроводности. Удельная

теплоемкость характеризует количество теплоты необходимое

для прогрева ед массы породы на 1С. Коэффициент теплопроводности –

колич теплоты переносимой в породе через ед площади в ед временги

и при градиенте температуры. Коэф температуро-проводности хар-ет

скорость прогрева пород или скорости распростран изотермич границ.

Тепловые св-ва пород очень низкие по сравнению с аналогичными

св-ми метал поэтому для прогрева призаб зон скважин треб-ся большие

затраты энергии. Вдоль напластования пород теплопров-ть выше,

чем поперек напластования.

39.

Под карбонатностью пород понимают содерж в них солей угольной кислоты:

известняка (CaCO3), сидерита (FeCO3). Определение карбонатности пород проводят

с целью выяснения возможности солянокислотной обработки призабойной зоны

скв для дополнит увеличения ее прониц-ти и ,следовательно, увеличения дебитов

н и г скв, а также для определения хим состава горных пород, слагающих продукт пласт.

Из различных методов определения карбонатности пород наиб распростран яв-ся

газометрич метод. Он основан на хим разложении солей угольной кислоты под

действием сол кислоты и измерении V углек газа, обра-ся в рез-те реакции

CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2. По плуч данным производят расчет карбонатности

породы, все расчеты осуществл-ся на углекислый кальций, как наиболее распростран в

горных породах.

40.

Эти св-ва лежат в основе промымлово-геофизич исследований скважин. Однако

эти св-ва не явл-ся самоцелью промысловой геофизики, ибо перед ней стоит задача

определения интервалов разреза в скважине, где могут быть залежи нефти и газа,

а также задача определения коллект св-в этих интервалов. Для того, чтоб можно

было решать подобные задачи, промысловой геофизике необходимо так называемая

петрофизическая база, которая по результатам л/б изучения образцов пород и включает

зависимости м/ду электр, акустич и др параметрами и колл св-ми. Имея такие зависимости

промысл гофизика уже может косвенно определять коллект св-ва пород, и чем точнее

будут эти зависимости, тем точнее будут рез-ты интерпретации промысл геофизики.

Именно для этих целей и произв-ся определения перечисл параметров на образцах

пород л/б способами.

42.

Нефть в поверх условиях-жид-ть жирн на ощупь, зеленовато-бурого иногда

черного цвета. По конститенции нефть также различна: от легко подвижных,

до высоко вязких почти нетекучих субстанций. По хим сост нефть предст сложные

природные смеси, органич углеводородн соедин, их производных и гетероат соедин,

которые в пласт и станд поверх условиях нах-ся в жидкой фазе. В нефти сод-ся

такие группы углевод: метановые/парафиновые (пред насыщ углевод с общ форм

CnH2n+2); нафтеновые(от С5Н12-С16Н34 в поверхн и пласт усл яв-ся жид-ми и

сост осн V нефти, С17Н36 и выше в поверхн усл нах-ся в ТВ сост наз парафинами);

ароматические (недонасыщ угл соедин с форм СnH2n-6). Также в н присутств

гетероат соедин, в состав молек входит O, S, N, металлы и углевод. Состав н в

поверхн условиях отлич от ее состава в пласт усл, в первую очередь за счет наличия в

пластов н раствор газов, ТВ на поверхн вещ-в, нах-я в пласт нефти в расплавл или

дисперсном состоянии.

43.

Классифик нефти по хим составу: 1) в зависим от преоблад тойили иной группы ув

в составе н они раздел-ся на метановые, нафтеновые, ароматич. Нефти также раз-ся

и по другим особен их хим сотава: 1) по содерж серы (малосернистые до 0,5%;

серн-до 0,-2%; высокосерн-более 2%); 2) по содержанию смол: малосмолист-до

18%; смолистые-18-35%; высокосмолистые-более35%; 3) по сод парафина:

малопарафин – до 1,5%; парафин-1,5-6%; высокопарафин – более 6%.


44,45,46,47.

К основным физич параметрам, кот хар-ют нефти относят: плотность, вязкость,

газосодержание, объемный коэффициент, давление насыщения. Физич св-ва нефтей

определяют в стандартных поверхн услов, а иногда и в пластовых. Если физич

св-ва опреде-ют в поверхн усл, то они зависят от состава исследуемой нефти.

Если же св-ва опред-ся в пластовых условиях, то они будут зависеть от

насыщенности нефти и газа, от пластового давл и темп. 1) Газосодерж пласт нефти

– объем газа, растворенного в 1 м3 пласт нефти. Оно может достиг 300-500 м3/м3

и даже более. Для большинства нефти газосод нах-ся в пределе от 30-100 м3/м3.

2) Коэф растворимости газа показ, какое кол-во газа может раствор-ся в единице

объема жид-ти при данном р. Зависит от состава газа и нефти, р и Т. 3) Коэф

разгазирования – колич газа, выделившегося из единицы V н при снижении р

на ед. 4) Объемн коэф пласт н (b)-отнош v н в пласт усл к V того же кол-ва н в

стандартных поверхн усл, т е после дегазации н при атм р и t =+20 С. Велич b>1

иногда достиг 2-3. После дегаз V н ум-ся в 2 раза. 5) Усадка нефти (U) хар-ся во

ск-ко уменьш V н после дегазации. 6) Давление насыщ н – при котором газ начин

выд-ся из пласт нефти. Р нас может быть = Р пласт или < его. Если Рпл < Рнас, то

часть газа нах-ся в своб сост и нефт залежь имеет газ шапку. Если >, то н недосыщ

газом и весь газ растворен в нефти. Если =, то нефть полн насыщ газом. 7) Плотность

н – масса н в ед V, зависит не только от сост плотн н, но и от кол-ва раств газа.

По этой причине пл н в пласт усл обычно 1,2-1,8 < чем в поверхн усл. Известны нефти,

плотн котор в пласт усл сост-ет 0,3 – 0,4 г/см3. Зависит от t и р. 8) Вязкость н-св-во,

характериз степень подвижности н. Бывает динамическая (абсол) – сила трения,

возник м/ду 2 смежными слоями жид-ти или газа при их взаимном перемещ относит

друг друга; кинематическая – св-во жид оказывать сопротивл перемещ 1 части жид-ти

относит др с учетом силы тяж. 9) Текучесть-велич обр вяз-ти.

48.

По физическим св-ам: 1) по плотности в стандартных поверх условиях: легкие

нефти до 850 г/см3; тяжелые-более 850; 2) по вязкости: с незначит вязк – менее 1

мПа*с; маловязкие – 1-5 м Па*с; с повыш вязк – 5-25 мПа*с; высоковязк – более

25 мПа*с. Фракц состав отражает содержание соединений выкипающих в

определен интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интерв

температур – 28-540 С.

49.

В природе сущ-ет большое разнообр нефтй. Отлич-ся могут не только нефти разл местор,

но даже нефти с 1 месторождения. Причины раздел-ся: 1) первичные: к ним относят

причины, определ-ся составом исходного органич-ого вещ-ва из которого образов

нефть. 2) вторичные: относят причины, которые связаны с формиров нефт залежей и

процессами их изменений. Это процессы фильтрации, восстановл, окисление и

выветривания. А также особ-ти пластовых условий, в которых нах-ся та или иная

залежь. Их действие: при фильтр через горные породы нефти очищ-ся от смолистых

и асфальтовых компонентов, следов, плотность нейти уменьшается.

Она становится

более легкой и светлой. Восстановит процессы происходят под влиянием t, различн

катализаторов, радиактивных элементов и в условиях отсутствия кислорода. Эти

процессы также приводят к обогащ нефти легкими компон-ми. При окисл нефти

происходят изменения в обратом направл., т е н теряет компоненты и обогащ-ся

более тяж-ми. Окисл н может происх не только на дневной пов-ти при контакте с

кислор атмосферой, но и на глубине. В рез-те проникновения в нефти залежи

подземных вод обогащен кислор.

55.

Дифференциальное разгазирование – газ отводиться, удаляется из системы.

Контактное разгазирование – выделяется, но находится в контакте.

(Если в пласт усл: раств газ перех в своб фазу: часть газа в виде нефти,

а др часть в газовую шапку).

56.

Пластовые воды нах-ся в водонасыщ пластах-коллекторах и

обладают способностью перемещ-ся при возникновении перепадов

р. Этим они отлич от остаточн воды, которая в породах нах-ся в

неподв состоянии и не учит-ся в фильтрации. По отношению к

залежам н и г выделяют след виды пластовых вод: подошвенные

(контурные), кот насыщают породы-кол под залежами н и г;

краевые (законтурные), кот насыщают породы-коллекторы

вокруг залежи; промежуточные, кот заполняют водоносные

пласты м/ду залежами н и г.

57.

По степени минерализации пластовые воды разделяются на:

рассолы (М>50 г/л); соленые (10,50); солоноватые (1-10);

пресные (меньше 1). Минерализ увеличив с глубиной залегания

пласт вод. Для нефти и газа местор наиболее хар-ны соленые.

По химич составу пласт воды могут быть весьма разнообразными,

т к в них в раствор состоянии могут нах-ся различн соли. В

пластовой воде сод-ся ионы раств солей: анионы: OH; Cl; SO4;

CO3; HCO3. катионы: H; K; Na; NH4; Ca; Fe; Mg. Ионы

микроэлементов: I, Br. Коллоидные частицы: SiO2, Fe2O3; Al2O3.

нафтеновые кислоты и их соли. Больше всего в воде сод-ся

хлористых солей, до 80-90% от общего сод-я солей. В количественном

отношении катионы солей пластовых вод располагаются в след ряд:

Na, Ca, Mg, K, Fe.


58.

По жесткости пластовые воды раздел-ся на следующие типы:

очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв/л.; мягкая вода – 1.5-3;

умеренно жесткая вода – 3-6; жесткая вода – более 6. Под

жесткостью пласт вод понимают суммарное содерж в них солей

2 валентных катионов Ca, Mg, Fe. Различают жесткость вод:

временную и постоянную. Временная обусловлена содержанием

в воде карбонатов или гидрокарбонатов Ca, Mg, Fe. Постоянная

опред-ся наличием в воде сульфатов, хлоридов или солей др

кислот. Общая жесткость воды определ-ся как сумма карбонатной

и некарбон жесткости. И оценивается по рез-ам хим анализа.

Времен жестк вод можно устранить термическим методом,

путем кипячения или химическим методом, путем добавления

гидроксида кальция. В обоих случаях в осадках выпадает карбанат

кальция. Пост жестк можно устронить химич путем с помощью

добавл соды или щелоча. По показателю концентрации водородных

ионов pH, пластовые воды разд-ся на: нейтральные(=7),щелочные

(больш 7), кислые (меньше 7). Показатель хар-ет активную часть

ионов водорода, кот обр-ся в рез-те диссоциации молекул воды.

С увелич темпер, величина pH уменьшается.

59.

Плотность пластовых вод зависит от минерализации вод

(сод в них раствор солей). В среднем плотность пласт вод

изм-ся в диапазоне: 1,01-1,2 г/л. Вязкость воды в пласт усл

зависит от температуры, минерализации. С увеличением

минерализ, вязкость увеличивается. Наибольшую вязкость

имеют хлоркальциевые воды, по сравнению с гидрокарбонатами,

Приблизительно вязкость в 1,5 – 2 раза > вязкости чистой воды.

С увелич температуры, вязкость уменьшается. От р вязк зависит

по разному. В области низких температур (0-40) с возрастание

м р, вязкость уменьшается. В области выс темп – возрастает.

Коэф сжимаемости хар-ет изменение V воды при снижении р

на ед. На этот коэф влияет кол-во раствор в воде газа. Коэф

теплового расширения хар-ет изменение V воды при высок

температ на единицу. С увелич темп, коэф тепл расшир увеличив.

С увеличением пласт р коэф уменьшается.

60.

Электропроводность пластовых вод предст-ет важнейшие св-ва, которые

использ-ся при решении многих практических задач нефтегазового дела,

в частности при изучении пород методами промысл геофизики.

Электропроводн имеет ионную природу и обусловлена тем, что содерж-ся

в воде соли могут полностью или частично диссоциировать на ионы,

образуя электролит, св-ва которого определяют способности пластовых

вод пропускать через себя электрич заряд. Для хар-ти электропров исп-ся

показатель-удельная электропроводность. Она характеризует кол-во

электричества, которое протекает в 1 сек через 1 см2 поперечного сечения

электролита при град Эл поля в 1В на 1 см длины.

68.

Это режим н части газонефт или нефте газ залежи, при котором н вытеснен

из пласта под действием напора газа в газ шапке. В рез-те снижения пласт р

в нефт части залежи происходит расшир газовой шапки и соотв перемещ вниз

газон контакта. Процесс расширения газ шапки может неск-ко усилить за счет

поступл в нее газа, кот выдел из нефти. Данный режим в чистом виде может

действ в залежах неимеющ гидродин связей с законтурным обл или если такая

связь очень слабая. Разраб залежь в усл газонапорн режима имеет такие особен:

1) объем газ части залежи по мере раз-ки повышается, а объем н части ументьш в

связи с опусканием газанефт контакта, при этом площадь нефт ост почти без измен

т к водон контакт практически не перемещается. 2) пласт давл пост снижается,

темп его снижен зависит от соотнош газ и н части залежи и темпов отбора нефти

из пласта. 3) Газовый фактор с течен врем увеличив-ся, что объясн поступл газов в

скв из газовой шапки по мере опуск. ГНК, а также в связи с выделен раств газа из

н в случае снижен давл ниже давл насыщ. В последн случае скв могут перейти на

режим раств газа.4) добыча н на этом режиме происх практич без пост поступл воды.

Режим раствор газа-при котором в процессе раз-ки пласт давл сниж ниже давл насыщения,

в рез-те чего газ выдел из нефти и расширяясь вытесн часть нефти к забоям скв.

Этот режим в чистом виде может прояв-ся при отсутствии влиян законтурной обл,

при отсутствии газ шапк4и, при близких или равн начальных пласт давл значен давл

насыщенны и при повыш газосодерж пласт нефти. Особенности: 1) в процессе

раз-ки происходит уменьш нефтенасыщ пласта, а положен водонефт контакта и

V залежи ост практ неизменен. 2) пласт давл интенсивно сниж-ся на пртяж всего

периода раз-ки в рез-те чего разница м/ду давл насыщен и текущим знач пласт давл

увеличив. 3) промысловый газ фактор в начале раз-ки некоторое время ост постоянн.,

затем с увелич Кол-ва выдел в пласте газа фазов прониц-ть для него возраст и величина

газ фактора увеличив до значен в несколько раз превыш пласт газосодерж.






30. Под абсолютной проницаемостью принято понимать 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, если нет взаимодействия флюидов с породой. Отсюда мы можем сделать логичный вывод о том, что наиболее тесно согласуется фазовая (эффективная) проницаемость при сопоставлении результатов определений проницаемости на образцах пород и по данным исследований скважин; так как фазовой называется проницаемость пород при наличии или движении в порах многофазных систем, а гидродинамические исследования скважин исследуют реальные пустоты пород-коллекторов, в которых всегда присутствуют многофазные системы. Следовательно гидродинамические исследования могут описывать только фазовую проницаемость. Рассмотрим теперь каким образом в лаборатории на образцах пород определяют фазовую проницаемость и при каких условиях эта проницаемость в наибольшей степени будет соответствовать гидродинамическим исследованиям скважин.

Устройство установок, применяемых для определения эффективной проницаемости в лабораторных условиях довольно сложное так как необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и расход нескольких фаз.

Методы геофизического исследования скважин позволяют определить насыщенность порового пространства различными фазами, которая напрямую связана с относительной фазовой проницаемостью. Вид фазовых проницаемостей определяется тем, как распределены обе фазы в поровом пространстве под действием капиллярных сил. Абсолютная проницаемость этими методами не определяется.

Известно, что определение проницаемости в лабораторных условиях на образцах пород более точное, чем по данным исследований скважин. Однако недостаток определения проницаемости в лабораторных условиях состоит в том, что мы проводим определение фазовой проницаемости в какой-то конкретной точке пласта (из которой был отобран керн) и не можем с полной гарантией относить эту проницаемость ко всему пласту в целом, в то время как при гидродинамических исследованиях мы характеризуем проницаемость всего пласта в целом и можем определить проницаемость в любой точке пласта. Отсюда можно сделать вывод, о том что для определения фазовой проницаемости мы должны использовать в комплексе как лабораторные исследования, так и данные исследований скважин.


64. Всякая нефтяная или газовая залежь в земных недрах обладает потенциальной энергией, которая с момента разработки залежи расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта в скважины. Основными источниками такой пластовой энергии, природа и величина которых завися от строения конкретного района и залежи, являются: 1 Напор подошвенных и краевых вод

2 Напор газа, сжатого в газовой шапке 3 Энергия газа, растворенного в нефти и воде и выделяющегося из них при снижении давления 4 Упругость сжатых пород и флюидов (нефти, газа и воды) 5 гравитационная энергия.

Кроме того в отдельных случаях могут быть и дополнительные естественные источники пластовой энергии, такие например, как капиллярные силы, проявляющиеся в виде вытеснения нефти за счет противоточной капиллярной пропитки нефтенасыщенных пород водой в зонах естественного и искусственного завонения.

Некоторые виды пластовой энергии, такие как напор краевых вод и напор в газовой шапке, можно искусственно возобновлять или даже усиливать искусственно при разработке месторождений (на стадии осуществления мероприятий по поддержанию пластового давления).

При разработке залежей нефти и газа обычно реализуются сразу несколько источников пластовой энергии, однако один из них обычно является преобладающим.

^ Режимом работы залежи называют совокупность источников пластовой энергии, которые проявляются при разработке конкретной залежи и обеспечивают движение нефти и газа к забоям скважин. Название режим работы залежи получает по преобладающему источнику пластовой энергии. Иногда выделяют и так называемые смешанные режимы, в которых сложно выделить преобладающий источник пластовой энергии.

Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей или необходимо искусственное воздействие на залежь.

Однако, даже в том случае, когда принять решение о разработке залежи с использованием только естественных источников пластовой энергии, на режим пласта существенное влияние могут оказать условия эксплуатации залежей, в частности: расположение эксплуатационных скважин, их количество, интервалы перфорации эксплуатационных объектов, дебиты скважин, темпы газовых отборов и другое. Все это необходимо учитывать при проектировании разработки, ее проведении и осуществлении контроля на всех стадиях добычи нефти и газа.

Правильное определение режима залежи имеет чрезвычайно важное значение как при оценке степени промышленной ценности данной залежи, так и при выборе оптимальной техники и технологии ее разработки. В частности, режим залежи напрямую влияет на нефте- и газоотдающие свойства пласта, то есть определяет в конечном итоге величину извлекаемых запасов нефти и газа. Например, нефтеотдача пласта может изменяться в очень широком диапазоне от первых процентов при гравитационном режиме, до 60-80 % при водонапорном режиме, то есть отличаться на порядок. Следовательно, допустив ошибку в определении режима залежи на стадии геологоразведочных работ, можно не только серьезно исказить оценку ее запасов нефти и газа и проектирование разработки, но даже отнести рентабельную залежь к нерентабельной и наоборот, со всеми вытекающими отсюда технико-экономическими и организационными последствиями.


2. Физика пласта является сравнительно молодой наукой, поскольку углеводородное сырье хоть и было известно очень давно, но начали использовать его как источник дешевого топлива и важных химических продуктов лишь в последние 100-150 лет

Физика пласта – наука, которая занимается изучением физических свойств пород и насыщающих их флюидов (нефти, газа и воды) в различных естественных и искусственных условиях, в том числе при извлечении этих флюидов из пласта.

Основные задачи физики пласта:

1Изучение строения нефтегазосодержащих пластов и физических свойств пород, которые их образуют, в том числе пород, которые вмещают нефть и газ и которые их разделяют, экранируют ли подстилают

2Изучение свойств нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях

3Изучение взаимодействия пластовых флюидов с породой

4Изучение капиллярных и поверхностных явлений, которые проявляются в пористой среде при движениях пластовых флюидов и оказывающих влияние на нефтеотдачу 5Изучение взаимосвязи между физическими свойствами пород и создание петрофизической базы для интерпретации промысловой геофизики, гидродинамических исследований скважин, подсчет запасов месторождений нефти и газа и других целей. Изучением физических свойств пород и насыщающих их флюидов занимаются и другие дисциплины, например: +промысловая геофизика,

+скважинная гидродинамика; а также общетеоретические: +физика, +химия, +физическая химия. Исследования этих дисциплин в чем-то дополняют друг друга, но между ними имеются принципиальные отличия.

Основные отличительные особенности физики пласта в том, что в данной дисциплине: 1Исследуются непосредственно образцы пород и флюидов, для чего используются прямые лабораторные методы. 2Исследования физики пласта ведут как в поверхностных условиях, так и моделируя пластовые. 3Определяется широкий комплекс разнообразных параметров, включая не только замеры наиболее интересующих емкостных и фильтрационных свойств пород, а и определение их электрических, акустических, диффузионно-адсорбционных, радиоактивных и других параметров.

Общетеоретические дисциплины (физика, химия и другие) также, как физика пласта, проводят исследования на образцах пород и флюидов. Однако в отличие от физики пласта, они изучают лишь отдельные из необходимых нам параметров без взаимосвязи друг с другом, без учета конкретной геологической ситуации, в том числе без учета влияния пластовых условий.

Что касается специальных дисциплин, то данные дисциплины производят косвенную оценку емкостных и фильтрационных свойств пласта. В частности, промыслово-геофизические исследования в скважинах оценивают емкостные и фильтрационные свойства пород на основании интерпретации сделанных в скважинах замеров электрических, акустических, радиоактивных и других параметров. При такой интерпретации используют получаемые физикой пласта зависимости между емкостно-фильтрационными свойствами пород и теми их физическими параметрами, которые замеряет промысловая геофизика в скважине. Кроме промысловой геофизики и скважинной гидродинамики, физика пласта связана с другими дисциплинами:

+нефтегазопромысловой геологией (особенности при подсчете запасов нефти и газа),+разработкой и эксплуатацией месторождений (особенно при выборе оптимальных режимов разработки, а также эффективных методов воздействия на пласт),+бурением скважин (особенно при выборе оптимальных режимов бурения, конструкции скважин).

Таким образом, физика пласта занимается комплексным изучением нефтегазосодержащих пород и насыщающих их флюидов на образцах вещества. Базируется она на общетеоретических дисциплинах и тесно связана практически со всеми дисциплинами нефтегазового дела, обеспечивая их необходимыми теоретическими и экспериментальными данными.

Результаты физики пласта являются эталонными по отношению к результатам определений косвенными методами. Отсюда видно, что ошибки физики пласта могут иметь очень большие последствия.


50. Природные углеводородные газы представляют собой мно­гокомпонентные смеси предельных углеводородов и не угле­водородных соединений: азота, углекислоты, сероводорода, инертных газов, паров ртути и меркаптанов.

Химический состав. Среди природных газов осадоч­ной толщи, образующих промышленные скопления, следует выделять сухие газы, попутные нефтяные газы, газы газоконденсатных месторождений, газы каменноугольных место­рождений.

К сухим углеводородным газам относится главным обра­зом смесь метана (97-98 %) с тяжелыми гомологами - эта­ном, пропаном, бутаном (2-3 %).

Попутные нефтяные газы представляют собой смесь угле­водородов, в которой кроме метана содержатся значительные количества тяжелых углеводородов - этана, пропана, бута­на, а также пары более тяжелых жидких углеводородов - пентана, гексана и др. Суммарное содержание тяжелых угле­водородов в попутном газе составляет 10-50 %. В различных количествах в нем присутствуют углекислый газ, азот, ред­кие газы (гелий, аргон), сероводород, водород.

Большое количество тяжелых углеводородов содержится в газах газоконденсатных месторождений. Наличие тяжелых газообразных углеводородов является от­личительной особенностью газов нефтяных и газоконденсат-месторождений.

Газы угольных месторождений обычно содержат много ме­тана и в различной степени обогащены двуокисью углерода и азотом. Содержание последних двух компонентов в смеси га­зов обусловлено газообменом с атмосферой и увеличивается по мере приближения к поверхности земли. В газах угольных месторождений тяжелые углеводороды, как правило, отсут­ствуют.

Природные горючие газы либо находятся в виде самосто­ятельных залежей в угольных и чисто газовых месторожде­ниях, либо образуют газовую шапку над нефтяной залежью, либо содержатся в растворенном состоянии в нефти (попут­ные газы).

Основной характеристикой углеводородного состава газов является количественное соотношение метана и более тяже­лых углеводородов — показатель "сухости" газа либо обрат­ная величина, характеризующая жирность газа.

Углеводороды предельного ряда весьма инертны к хими­ческим реакциям. Они не реагируют со щелочами и слабыми кислотами, но хорошо растворяются в органических раство­рителях (нефтях) и водных растворах электролитов.


63. Конденсатом называют углеводородную смесь (пентан, гексан и выше), находящуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.

Давление начала конденсации — пластовое давление, при котором конденсат залежи начинает переходить из парообразного состояния в жидкое, что приводит к превращению однофазной системы в двухфазную.

Степень насыщенности газоконденсатной залежи конденсатом определяется конденсатностью, или выходом конденсата, под которой понимается содержание жидких УВ в газе в пластовых условиях. Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором — величиной, обратной конденсатности, показывающей отношение количества добытого газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата, улавливаемого в сепараторах.

Под сырым конденсатом подразумевают жидкие при стандартных условиях УВ (пентан и выше) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.). Конденсат, состоящий при стандартных условиях только из жидких углеводородов, называют стабильным. Последний получают на специальных промышленных установках (стабилизаторах) или в лабораториях. Стабильный конденсат представляет собой результат дегазации сырого.

Содержание стабильного конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в широких пределах – от нескольких граммов до 1300 г/м3. По этому принципу месторождения можно разделить на группы с содержанием конденсата, г/м3:

1 – до 50,

2 – от 50 до 200,

3 – более 200.

По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием. Плотность стабильного конденсата меняется от 0,6 до 0,82 г/см3 (в среднем около 0,71), молекулярная масса 90—160 (в среднем 100-120), содержание серы—от нуля до 1,2%. Температура выкипания основных компонентов находится в пределах 40—200 °С, но есть конденсаты, конец кипения которых лежит в пределах 350—500 °С.Коэффициент термического расширения конденсата обычно изменяется от 0,75 до 0,85 1/°С, коэффициент сжимаемости конденсатасоставляет примерно 2 1/ГПа.


10. В породах-коллекторах нефти и газа всегда присутствует некоторое, иногда весьма значительное количество воды, которая при разработке месторождений остается в пластах в неподвижном состоянии, и не извлекается вместе с нефтью и газом. Такую воду называют остаточной, погребенной, связанной, иногда реликтовой. Остаточная вода бывает: 1. капиллярной - связанной в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы. Капиллярная остаточная вода накапливается в зонах, которые не могут вовлекаться в процесс фильтрации флюидов в пласте. Содержание этой формы остаточной воды зависит от извилистости пор – чем больше извилистость пор, тем больше в поровом пространстве зон, значение капиллярных сил в которых весьма значительно и не позволяет воде покинуть эти зоны (зоны углов пор, тупиковые поры, мениски).

2. адсорбированной - удерживаемой молекулярными силами у поверхности порового пространства горной породы. Адсорбированная остаточная вода тонким слоем покрывает поверхность пор, и удерживается на ней физическими и химическими силами, которые по своей природе являются электрическими. Появление этих сил обусловлено тем, что молекулы воды электрически не нейтральны, и образуют диполи. Поверхность порового пространства также имеет электрический отрицательный заряд. При внедрении воды в такую поровую систему электрическое поле поверхности пор ориентирует и притягивает к себе молекулы воды, которые в свою очередь теряют подвижность и адсорбируются на поверхности породы. Связанная вода обладает аномальными физическими свойствами – повышенной плотностью (2 г/куб.см. в первом адсорбционном слое). Силы притяжения остаточной воды к твердой поверхности настолько значительны, что перепады давлений, создаваемые в пласте при разработке месторождения, неспособны вовлечь эту воду в процессы фильтрации. Содержание адсорбированной воды в пласте-коллекторе зависит от: 1размеров пор 2 удельной поверхности пустотного пространства – чем больше удельная поверхность пустотного пространства, тем больше воды может адсорбироваться 2 от минерального состава горной породы, определяющего характер смачивания – если порода гидрофильная, то вода будет адсорбироваться на ней, если же поверхность породы гидрофобная , то вода на ней адсорбироваться не будет, и будет вовлекаться в фильтрацию 3 минерализации остаточной воды – чем больше концентрация растворенных в воде солей, тем большее десольватирующий эффект они оказывают на поверхности вода-порода, и тем самым способствуют гидрофобизации твердой фазы 4 содержания органических и глинистых смесей в пласте, обладающих высокой сорбционной способностью, их наличие приводит к повышенному содержанию остаточной воды в пласте – коллекторе.

Содержание остаточной воды в пласте-коллекторе характеризуется величиной остаточной водонасыщенности, которая определяется как отношение объема остаточной воды в породе к объему открытых пор, и влияет на

1. Величину нефте - и газонасыщенности пород – чем больше величина остаточной водонасыщенности, тем значения нефте- и газонасыщенности меньше, и наоборот.

2. Величину фазовой и относительной проницаемости – чем больше содержание остаточной воды в коллекторе, тем больший объём пор она может заполнить, и тем труднее будет проходить фильтрация нефти или газа через такой коллектор. Поэтому с увеличением остаточной водонасыщенности фазовая и относительная проницаемости уменьшаются. 3. Величину эффективной пористости – чем больше остаточная водонасыщенность, тем меньше величина эффективной пористости.

Таким образом, содержание остаточной воды в породах-коллекторах нефти и газа зависит от структуры и состава породы, физико-химических свойств породы и воды, поверхносто-молекулярных свойств системы пласт-вода, и влияет на важнейшие емкостно-фильтрационные характеристики, определяющие нефтеотдающие свойства пласта.


Природн


3. Физика пласта – наука, которая занимается изучением физических свойств пород и насыщающих их флюидов: нефти, газа и воды в различных естественных и искусственных условиях, в том числе при извлечении этих флюидов из пласта.

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. Материалы физики пласта служат основой, на которой строятся все последующие специальные дисциплины, определяющие специализацию горного инженера, работающего в области разработки, эксплуатации газовых, га­зоконденсатных и нефтяных месторождений.

Основные задачи, которые решает физика пласта:

1 Изучение строения нефтегазосодержащих пластов и физических свойств пород, которые их образуют, в том числе пород, которые вмещают нефть и газ разделяют, экранируют или подстилают.

2 Изучение свойств нефтей, газов и вод в пластовых и поверхностных условиях.

3 Изучение взаимодействия пластовых флюидов с породами.

4 Изучение капиллярных и поверхностных явлений, которые проявляются в пористой среде при движении пластовых флюидов, оказывающих влияние на нефтеотдачу.

5 Изучение взаимосвязей между физическими свойствами пород и создание так называемой «петрофизической базы» для интерпретации промысловой геофизики, гидродинамических исследований скважин, подсчета запасов месторождений нефти и газа и других целей.

Кроме промысловой геофизики и скважинной гидродинамики физика пласта связана с другими дисциплинами нефтегазового дела, такими как:

+ нефтегазопромысловая геология (особенно при подсчете запасов нефти и газа);

+ разработка и эксплуатация месторождений (особенно при выборе оптимальных режимов разработки, эффективных методов воздействия на пласт);

+ бурение скважин (особенно при выборе оптимальных режимов бурения, конструкции скважин).

Таким образом, физика пласта занимается комплексным изучением нефтегазосодержащих пород и насыщающих их флюидов на образцах вещества, базируется на общетеоретических дисциплинах и тесно связана со всеми дисциплинами нефтегазового дела, обеспечивая их необходимыми теоретическими и экспериментальными данными.


67. ^ При водонапорном режиме работы залежи источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных, или специально нагнетаемых в пласт вод, которые внедряются в залежь по мере её разработки, и полностью, или почти полностью, компенсируют отбираемое из залежи количество нефти. Объем залежи в процессе эксплуатации постоянно уменьшается за счет подъема водонефтяного контакта . Водонапорный режим может действовать в том случае, когда пластовое давление должно быть значительно больше давления насыщения нефти газом; выполнение этого условия предотвращает переход работы нефтяной залежи из водонапорного на режим растворенного газа, и обеспечивает постоянный газовый фактор.

При движении нефти в пористой среде при данном режиме работы залежи на неё действуют гидродинамические силы, действие которых обусловлено напором краевых вод, и зависит от величины давления в потоке. Эти силы способствуют вытеснению нефти из пласта, причем на поддержание давления расходуется большая часть пластовой энергии. В области ВНК вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь нефти и воды. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие действия капиллярных сил. При водонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, в пределах от 0,6 до 0,8. =====При упругом режиме работы залежи основным источником пластовой энергии служат упругие силы нефти, воды и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. Разновидностью этого режима работы залежи является упруго-водонапорный режим, при котором возможно некоторое вытеснение и за счет напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима здесь напор краевой воды не является основным источником пластовой энергии, и не компенсирует отбор нефти из залежи. В результате при упруго-водонапорном режиме снижение давления в пласте постепенно захватывает все большую и большую область водоносной части пласта. В этой области происходит расширение пород и пластовой воды, которая вытесняет нефть из пласта к забоям скважин. Коэффициенты упругости пород и воды незначительны, однако при больших размерах области снижения давления величина этих упругих сил может служить источником пластовой энергии. Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму.===Упруго-водонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющих слабую гидродинамическую связь с областью питания. Проявлению упруго-водонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади, за пределами залежи. Как и при водонапорном режиме, обязательным условием для такого режима является превышение пластового давления над давлением насыщения нефти газом. Промысловый газовый фактор в процессе разработки залежи остается постоянным, давление же постоянно снижается, следовательно, снижается темп добычи нефти. Кроме того, темп продвижения ВНК в процессе разработки как правило отстает от темпа отбора нефти. Для предотвращения постоянного снижения пластового давления его поддерживают, нагнетая в пласт воду. Коэффициент нефтеизвлечения редко достигает 0,5. =Таким образом, вытеснение нефти при водонапорном режиме основано на активной динамике краевых вод, и зависит в большей степени от величины напора этих вод. ===Вытеснение нефти при упругом режиме основано на упругих свойствах горных пород и насыщающих их флюидов, а именно проявлении упругих сил при расширении вследствие снижения давления, и в меньшей степени на динамике краевых вод.


54. От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Коэффициент растворимости газа  показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. И как правило, если залежь имеет газовую шапку, то пластовое давление равно давлению насыщения или близко к нему.

Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде гораздо хуже, чем в нефти. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше.

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.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное дегазирование.

В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование.

Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры.










Реклама:





Скачать файл (181.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru