- •Лекция № 1
- •Задачи курса физики пласта.
- •Требования:
- •Классификация нефтяных и газовых месторождений:
- •Пластовое давление
- •Гранулометрический состав породы.
- •Пористость горной породы.
- •Лекция № 3
- •Методы измерения пористости г.П.
- •Лекция № 4
- •3. Проницаемость г. П.
- •Лекция № 5
- •Измерение проницаемости г.П.:
- •4. Удельная поверхность г.П.
- •Лекция № 6
- •Методы определения удельной поверхности.
- •Водонефтегазоносность продуктивных коллекторов.
- •Определение нгв насыщенности
- •Механические св-ва г.П.
- •Лекция № 7
- •Пластические свойства г.П.
- •Прочность глин на сжатие и разрыв.
- •Тепловые (термические) свойства г.П.:
- •Лекция № 8
- •Физико–химические свойства
- •Состав нефти.
- •Лекция № 9
- •Асфальтосмолистые и парафиновые вещества в составе нефти.
- •Растворимость газов в нефти
- •Лекция № 10
- •Давление насыщения нефти газом
- •Лекция № 11 Вязкость пластовой нефти.
- •Определение вязкости.
- •Сжимаемость нефти
- •Лекция № 12
- •Температура насыщения нефти парафином.
- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Лекция № 13 Минерализация и состав пластовых вод.
- •Плотность пластовых вод.
- •Вязкость пластовых вод.
- •Объемный коэффициент пластовых вод.
- •Растворимость газов в пластовых водах
- •Упругость насыщенных паров ув-ых газов
- •Вязкость ув газов
- •Молекулярно-поверхностные явления на границе раздела фаз
- •Лекция №15
- •Зависимость от состава нефтей
- •Методы определения коэффициента поверхностного натяжения
- •Лекция №16
- •Кинетический гистерезис смачивания
- •Лекция № 18
- •Фазовые состояния ув-ых систем.
- •Фазовые переходы однокомпонентных систем
- •Лекция №19 Особенности фазовых переходов в многокомпонентных системах
- •Поведение многокомпонентных систем критической области.
- •Лекция №20
- •Лекция № 21 Жидкости со сверханомальными вязкостями.
- •Лекция № 22
- •Физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред. Нефтеотдача пластов.
- •Лекция № 23
- •Остаточная нефть и распределение ее в пласте.
- •Сущность и механизм методов увеличения нефтеотдачи пластов(мун)
- •Сущность и механизм увеличения нефтеотдачи при гидродинамических метдах воздействия
- •Циклическое заводнение
- •Лекция №25 Применение пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Механизм увеличения нефтеоотдачи при испытании пав объясняется следующим:
- •Требования к пва
- •Физ.-хим-е св-ва полимеров.
- •Требования к полимерам
- •Лекция №26
- •Мицелярное заводнение пластов
- •Физико-химические свойства растворов
- •Механизм и схема вытеснения
- •Газовый метод нефтеотдачи пластов.
- •Лекция №27
- •Источники получения газа.
- •Воздействие на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пласта
- •Оптимальные усл. Прим-ти м-дов
Пористость горной породы.
Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости.
По происхождению поры бывают первичные и вторичные:
Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.
Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д.
Первичные характерны для песков и песчаников .
Вторичные для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.
По величине поровые каналы подразделяются :
сверхкапиллярные > 0,5 мм
капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм
субкапиллярные < 0,0002 мм
Лекция № 3
Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил.
В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.
Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та:
Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца
m = (Vп.. / Vобр.)*100% (1)
Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.
m0 = (Vп.о. / Vобр.)*100% (2)
Vп.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м3
В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.
Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся
Пс = m0 – Sудост (3)
Пс - статически полезная емкость
m0 - коэф-т открытой пористости
Sудост – коэф-т остаточной водонасыщенности, %
Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.
Коэф-нт динамической пористости наз-ся отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объемы.
mg = (Vg / Vобр.)*100% (4)
mg – самый маленький коэф-нт
m0 = ( fпросв. / F )*100% (5)
m0 – коэф-нт открытой пористости
fпросв – суммарная площадь просветов в сечении образца
F – площадь сечения образца [м2]
Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.
Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:
несцементированные песчаники – от 52 %
песчаники – 3,5...29%
известняки (карбонаты) – от 0,6...33%
глины – 6,0...50 %
глинистые сланцы – 0,5...1,4 %
В гидродинамике, при изучении фильтрации жидкостей и газов в пористой среде очень часто пользуются моделями пластов. Таковыми являются идеальные и фиктивные грунты.
а) идеальный грунт – это набор цилиндриков одинакового размера, которые составляют идеальную модель пористой среды.
б) фиктивный грунт – это пористая среда, состоящая из шарообразных частиц одинакового размера.
ам. Ученый Слихтер вывел ф-лу пористости для фиктивного грунта
(6)
m – коэф-нт открытой пористости
α – угол укладки шаров
Из (6) следует, что пористость фиктивного грунта зависит от угла расположения шаров.
Согласно формуле (6) и рис. 1 , пористость фиктивного грунта может изменяться от 0,259 до 0,476. Полученные для фиктивного грунта формулы не приемлемы для реальных пород, т.к. частицы их слагающие не одинаковы по размеру, форме, шероховатости. В реальных горных породах пористость зависит от:
размеров и неоднородности слагающих породу зерен; чем больше их неоднородность, тем пористость меньше, т.к. мелкие частицы песка располагаются внутри крупных.
присутствия в составе г.п. глин. При контактировании с пластовыми и закачиваемыми с поверхности водами они набухают и уменьшают объем пустот.
глубины залегания породы. Чем глубже залегает продуктивный пласт, тем больше давление вышележащих пород, тем меньше коэф-нт пористости.
Наличия трещин, каверн, шероховатости. Чем их больше, тем больше пористость.
Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа.
Пористость – это емкостная хар-ка, показывающая кокой объем запасов может содержаться в пустотах.
изв = н н ( 7)
изв – извлекаемые запасы нефти, [м3], [m]
F – площадь залежи, [м2]
h – толщина залежи, [м]
m – коэф-нт открытой пористости
Sн - коэф-нт нефтенасыщенности
н - коэф-нт нефтеотдачи
ρ – плотность нефти
b – объемный коэф-нт