- •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
Методы измерения пористости г.П.
При измерении пористости используют следующие соотношения, вытекающие из выше приведенных формул:
; ;
отсюда: т.к. , то =
где Vobp, Vzep, Vnop – соответственно объемы образца, зарен и пор, [м3]
, - плотности образца и зерен, [кг/м3]
Существует много методов определения вышеуказанных параметров
а) по опр-ю объема образца Vобр:
метод погружения исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути или по увеличению Vрт в ней определяют объем образца.
метод насыщения образца жидкостью под вакуумом с последующим вытеканием той же жидкости в пикнометре.
Метод Преображенского.
Путем покрытия образца породы парафином и вытеснения
жидкости в пикнометре.
определение объема образца по его геометрическим размерам.
б) для определения объема пор 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.
ρж → Vпор →Vпор = Мжид / ρж , [м3]
Лекция № 4
2. как разность между объемом образца и объемом зерен.
Vобр. – Vзер = Vпор, m = Vпор / Vобр.
Объем зерен можно определить :
измерение Vзер с помощью пикнометра;
по массе сухого образца и средней плотность минералов:
Vзер = Мсух. обр / ρср. мин.
3. Проницаемость г. П.
Проницаемостью наз-ся способность г.п. пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или 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
(1)
P1 > P2 => P1 - P2 = ∆P, ∆P / L = gdad P
Q – расход жидкости или газа ч/з этот эл-нт пласта, [м3/ с]
F – площадь сечения, [м2]
∆P – перепад давления, [Н/м2], [Па]
L – длина пористой среды, [м]
μ – динамическая вязкость, [Н· с/ м2], [Па·с]
k – коэф-нт пропорциональности или коэф-нт проницаемости, [м2]
Формулу (1) запишем ч/з коэф-нт проницаемости и расход
Ед.изм k: мкм2 1дарси ( 1Д ) → 1мД
1м2 = 1012мкм2 1м2 = 1012Д 1м2 = 1015мД
Физический смысл коэф-та проницаемости: он как бы показвает суммарную площадь пор сквозь которую проходит фильтрация ж=тей и газов.
Различают следующие коэф-ты проницаемости:
1) коэф-нт абсолютной проницаемости: k
2) коэф-нт фазовой (эффективной) проницаемости: kн – по нефти, kг – по газу, kв- по воде.
3) коэф-нт относительной проницаемости: k’н, k’г, k’в
Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.
Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость г.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы.
Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их взаимодействия с породой, насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной проницаемости.
Причины этого явл-ся:
адсорбция активных компонентов фаз (для нефти асфальтены, смолы, парафины) пов-тью поровых каналов, что уменьшает проходное сечение фаз.
закупоривание мелких пор каплями несмешивающихся ж-тей и пузырьками газов.
присутствие либо появление в порах воды ведет к набуханию глинистых включений и следовательно к уменьшению диаметра поровых каналов.
Степень насыщаемости пласта различными фазами (нефть, вода и газ) уменьшают их фазовую проницаемость.
kн = ( Qн ·μн ·L ) / ( F ·∆P )
kг = ( Qг ·μг ·L ) / ( F ·∆P ) (2)
kв = ( Qв ·μв ·L ) / ( F ·∆P )
Относительной проницаемостью наз-ся отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.
= > k’н = kн / k, k’г = kг / k, k’в = kв / k
проницаемость пород меняется 0,001...3 – 5 мкм2
Наибольшее распр-еи имеют породы с проницаемостью 0,2...1 мкм2
Породы с проницаемостью менее 0,2 мкм2 относятся к категории низкопроницаемых пород; от 0,2...0,6 мкм2 – средне проницаемые породы; более 0,6 мкм2 – высоко проницаемые породы.
Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,05 мкм2 – слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процессе разработки при существующих град. давления и применяемых технологиях разработки.
Проницаемость г.п. изменяется в широких пределах, изменяется хаотично по всей залежи, но известны определенные закономерности её изменения:
проницаемость пород вдоль напластования выше перпендикулярно напластованию
при наличии вторичных пор и пустот ( трещин, каверн) коэф-нт проницаемости выше.
С увеличением глубины залегания продуктивного пласта из-за уплотнения нижележащих пород вышележащими проницаемость уменьшается.
При наличии глин в составе породы в силу их набухаемости проницаемость уменьшается.
Факторы, влияющие на проницаемость г.п.:
Влияют различные факторы: температура, давление, взаимодействие фильтрующихся жидкостей и газов с породой, но главным образом проницаемость зависит от размеров поровых каналов. Покажем влияние размеров пор на проницаемость, используя идеальный грунт.
рис. 1
Расход жидкости в капилляре радиусом r при ламинарном режиме определяется по формуле Гагена - Пуазейля:
(4)
Q – расход жидкости, [м]
n – кол-во трубок на ед. площади фильтрации, [1/м2]
r – радиус трубок, [м]
F – площадь фильтрации, [м2]
∆Р – перепад давления, [Па]
l – длина трубок, [м]
μ – динамическая вязкость жидкости, [Па·с]
Формула (4) справедлива для трубной гидравлики, а мы имеем дело с пористой средой, что подразумевает введение в формулу коэф-та пористости, который опр-ся по формуле:
(5)
Подставляя (5) в (4) получим:
т.к. скорость фильтр. , то
Согласно закону фильтрации Дарси, скорость фильтрации , тогда с учетом ф-лы (6) =
Выразим ч/з коэф-нт проницаемости k: (7)
Связь проницаемости с радиусом капилляров.
Проницаемость в квадратной степени зависит от радиуса пор и прямопропорциональна пористости.
Для реальных г.п. связь м/у m и k статическая и как правило, чем выше пористость (а следовательно и размер пор), тем больше проницаемость.