- •1.Содержание и задачи курса фп.
- •2.Классификация залежей ув.
- •3.Пластовые т и р. Приведенное пластовое давление.
- •4.Гранулометрический состав гп. Ситовый и седиментационный анализы. Использование результатов анализа состава гп в нефтедобыче.
- •5.Пористость гп. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения
- •Пористость идеального и фиктивного грунта.
- •7.Применение сведений о пористости нефтесодержащих пород при нефтедобыче.
- •8.Методы измерения пористости гп.
- •9.Проницаемость гп. Коэф-ты фазовой, абс, относительной проницаемости. Определение, размерность, практическое использование.
- •10.Факторы, влияющие на проницаемость гп.
- •11.Закон Дарси.
- •12.Связь проницаемости с пористостью и размерами поровых каналов.
- •13.Фазовая и относительная проницаемости гп.
- •14. Измерение проницаемости гп: типы, виды установок, их классификация. Практическое использование.
- •15. Удельная поверхность гп.
- •16. Методы определения удельной поверхности.
- •17. Влияние гранулометрического состава на величину удельной поверхности.
- •18. Связь удельной поверхности с пористостью и проницаемостью.
- •19.Упругие св-ва гп.
- •3. Коэф-нт сжимаемости поровой среды:
- •20. Пластические св-ва гп.
- •21.Прочность на сжатие и разрыв гп.
- •22.Методы определения механических св-в гп. Практическое использование.
- •23.Тепловые св-ва гп.
- •24.Методы определения тепловых св-в гп.
- •25.Факторы, влияющие на мех и тепловые св-ва гп.
- •26.Состав нефти.
- •27.Пластовая и дегазированная нефть.
- •29.Растворимость газов в нефти. Газосодержание пластовой нефти. Газовый фактор. Влияние растворенного газа на физ св-ва нефти. Контактный и дифференциальный процессы разгазирования.
- •30.Давление насыщения нефти газом., объемный коэффициент и усадка нефти. Определение давления насыщения и его практическое приложение.
- •31.Виды (типы) пластовых вод. Связанная (остаточная) вода и ее разновидности. Зависимость остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости гп. Методы определения остаточной водонасыщенности.
- •32.Состав пластовых вод.
- •33.Физические св-ва пластовых вод.
- •34.Растворимость газов в пластовых водах.
- •35.Влияние давления и температуры на физ св-ва пластовых вод.
- •36.Состав природных газов и их классификация.
- •37.Молекулярный объем, плотность, вязкость, сжимаемость, упругость насыщенных паров ув газов.
- •39.Смачиваемость пород, методы ее определения. Распределение пород по смачиваемости.
- •40.Силы действующие в точке периметра смачивания 3х контактирующих несмешивающихся фаз.
- •41.Факторы, влияющие на угол смачивания.
- •42.Кинетический гестерезис смачивания.
- •43.Факторы, влияющие на проявление кинетического гистерезиса смачивания. Работа адгезии. Теплота смачивания.
- •44.Адсорбция и строение адсорбционного слоя.
- •45.Фазовые состояния ув систем. Общие положения.
- •46.Фазовые переходы в однокомпонентных системах.
- •47.Фазовые переходы в многокомпонентных системах.
- •51.Солеобразования в процессах добычи нефти.
- •52. Виды типы солей, хим ур-я их образования.
- •53.Причины и факторы, способствующие солеобразованию.
- •54.Методы и аппаратура для исследования закономерностей солеобразования
8.Методы измерения пористости гп.
Пористость – это наличия в ГП пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости. Это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа (показывает кокой объем запасов может содержаться в пустотах).
При измерении пористости используют следующие соотношения:
Vobp, Vzep, Vnop – соответственно объемы образца, зарен и пор, [м3]
ρ(обр),ρ(zer) - плотности образца и зерен, [кг/м3]
Существует много методов определения вышеуказанных параметров
а) определение Vобр:
1. Погружение исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути определяют Vобр.
2. Метод Преображенского.
3. Путем покрытия образца ГП парафином и вытеснения жидкости в пикнометре.
4. определение Vобр по его геометрическим размерам.
б) определение Vпор:
1. Метод сравнения сухого образца с его массой после вакуумного насыщения жидкостью (керосином). При этом объем пор определяют по следующей ф-ле:
Мнас ж-ти – Мсух. обр. = Мжид в обр.
Vпор = Мжид / ρж
2. как разность м/у Vобр и Vzep.
Vобр. – Vзер = Vпор,
в) определить Vzep:
1. с помощью пикнометра;
2. по массе сухого образца и средней плотность минералов:
Vзер = Мсух. обр / ρср. мин.
9.Проницаемость гп. Коэф-ты фазовой, абс, относительной проницаемости. Определение, размерность, практическое использование.
Проницаемость - способность ГП пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления (градиента давления). Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.
Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси:
P1 > P2 => P1 - P2 = ∆P, ∆P / L = grad P
Q – расход жидкости или газа ч/з этот эл-нт пласта,
F – площадь сечения,
∆P – перепад давления,
L – длина пористой среды
μ – динамическая вязкость,
k – коэф-нт проницаемости,
Выразим k:
Ед.изм k: [м2], [дарси (1Д)]
1м2 = 1012мкм2 = 1012Д = 1015мД
1Д = 1,02 * 10-12 м2
Физический смысл коэф-та проницаемости: он показывает суммарную площадь пор, сквозь которую проходит фильтрация ж-тей и газов.
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых м/р возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.
Абсолютная проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы, химически инертной к ГП. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, т.к. при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.
Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности норового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.
Относительная проницаемость пористой среды - отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
1) коэф-нт абсолютной проницаемости: k
2) коэф-нт фазовой (эффективной) проницаемости: kн, kг, kв.
3) коэф-нт относительной проницаемости: k’н, k’г, k’в
Проницаемость ГП изменяется в широких пределах, изменяется хаотично по всей залежи, но известны определенные закономерности её изменения:
1. Проницаемость ГП вдоль напластования выше чем перпендикулярно напластованию
2. При наличии вторичных пор и пустот (трещин, каверн) коэф-нт проницаемости выше.
3. С увеличением глубины залегания продуктивного пласта из-за уплотнения нижележащих пород вышележащими проницаемость уменьшается.
4. При наличии глин в составе породы в силу их набухаемости проницаемость уменьшается.
Хорошо проницаемые породы: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты.
Плохо проницаемые: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.