- •1. Гранулометрический состав горных пород и методы его определения.
- •2. Седиментационный анализ механического состава горных пород.
- •3. Пористость горных пород. Коэффициент пористости.
- •4. Экстрагирование кернов. Принцип работы аппаратов Сокслета.
- •5. Определение коэффициента открытой пористости методом Преображенского.
- •26. Плотность природного газа и отдельных компонентов смеси.
- •6. Понятие насыщенности. Определение коэффициентов водо-, нефте- и газонасыщенности горных пород.
- •7. Проницаемость горных пород. Коэффициент абсолютной проницаемости.
- •8. Определение коэффициента абсолютной проницаемости по газу.
- •9 . Проницаемость горных пород. Явление проскальзывания газа.
- •8. Фазовые и относительные проницаемости горной породы.
- •9 . Графики относительных проницаемостей для системы «нефть-газ». Капиллярное число.
- •12. Движение смеси нефти, газа и воды в пористой среде.
- •13. Распределение пор по размерам. Функция Леверетта.
- •1 3. Зависимость проницаемости от пористости и размера пор.
- •14. Удельная поверхность горных пород. Связь с проницаемостью, пористостью и размером пор.
- •15. Деформационные свойства горных пород.
- •16. Деформация коллекторов при разработке нефтяных и газовых месторождений.
- •18. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз. (17)
- •19. Смачивание и краевой угол смачивания.
- •22. Состав и классификация нефтей.
- •23. Состав и классификация природных газов.
- •24. Смеси газов. Мольная, массовая и объемная концентрации компонентов. Связь между ними.
- •25. Уравнение состояния реальных газов. Коэффициент сверхсжимаемости. (9,8)
- •38. Влагосодержание природных газов.
- •24. Закон соответственных состояний. Монограмма сверхсжимаемости.
- •26. Средняя молекулярная масса природного газа.
- •27. Парциальные давления и объём компонентов в смеси идеальных газов.
- •28. Упругость насыщенных паров.
- •29. Растворимость газов в нефти. Закон Генри.(11)
- •30. Плотность нефти. Зависимость от давления, температуры и состава.
- •34.Схема фазовых превращений бинарной смеси.
- •3 1. Вязкость нефти. Зависимость от давления, температуры и состава.
- •32. Структурно механические свойства аномальновязких нефтей.
- •33. Схема фазовых превращений индивидуальных компонентов углеводородов.(18)
- •35. Закон Рауля-Дальтона.
- •36. Особенности фазовых превращений газоконденсатных углеводородных систем.
- •36. Критическая температура и давление реальных углеводородных систем.
- •38. Уравнения фазовых концентраций и компонентов в смеси углеводородов.
9 . Графики относительных проницаемостей для системы «нефть-газ». Капиллярное число.
На рис. 1.6 приведены зависимости относительных проницаемостей для воды и газа от насыщенности S жидкостью порового пространства песков с проницаемостью 17,8 мкм2, а на рис. 1.7 – аналогичные зависимости для песчаников и известняков.
Из кривых следует, что при наличии в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 20 %, а в песчаниках – до 50 % жидкости относительная проницаемость к'ж для жидкой фазы будетравна нулю, а относительная проницаемость для газа Av составит для песков и известняков 0,9 и для песчаников 0,98. Иначе говоря, жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде вначале почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе от 20 до 50 % от объема пор из скважины можно добывать чистый газ. При газонасыщенности песка и песчаника до 10%, а известняка до 30% газ остается неподвижным (к^ ^ 0). Но в этом случае сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости – относительная проницаемость снижается до 0,22 для известняков, до 0,7 для песков и до 0,6 для песчаников. Это указывает на отрицательное влияние свободного газа, выделяющегося из нефти в пласте, на условия ее фильтрации.
В зависимости от свойств пород кривые относительных проницаемостей сдвигаются вдоль осей и больше всех сдвигаются вправо кривые для песчаников. Это связано с наличием значительного количества в породах этого типа тонких пор, заполненных водой, через которые газ не фильтруется. По этой же причине фильтрация воды через песчаники (для которых составлены кривые относительных проницаемостей, приведенные на рис. 1.7 и 1.8) начинается лишь при высоком содержании воды в породе (около 50– 55%). В связи с большим влиянием на кривые относительной проницаемости распределения пор по размерам направление и величина сдвига кривых для различных песчаников может быть неодинаковой.
12. Движение смеси нефти, газа и воды в пористой среде.
Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 1.9). На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%. Кривая 2 – с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 – с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100%-ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, – нулевому насыщению этой фазой1.
Кривые линии, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке практически будет содержаться одна вода. Область существования трехфазного потока (заштрихованная центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом – от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других пород они могут быть несколько отличными.