- •1.Гранулометрический состав породы
- •2.Пористость горной породы.
- •3. Проницаемость г. П.
- •5.Упругие св-ва г.П.
- •6. Тепловые (термические) свойства горных пород: теплопроводность,теплоемкость, температуропрово-ность. Коэффициенты линейного и объемного расширения нефти. Практическое их использование.
- •7.Состав нефти.
- •8. Физико-химические свойства нефти и параметры ее характеризующие: плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент. Их зависимость от температуры и давления.
- •9. Состав природных газов и их классификация. Молекулярный объем (масса), плотность, вязкость, упругость насыщенных паров природных газов.
- •10.Состав и физические свойства пластовых вод: минерализованность, плотность, вязкость, сжимаемость. Их зависимость от давления и температуры.
- •11.Смачиваемость поверхности пород пластовыми жидкости и газами. Кинетический гистерезис смачивания.
- •12.Температура насыщения нефти парафином и зависимость его от различных факторов (состав нефти, давления и др.)
- •13.Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта. Эффект Жамена.
- •14.Остаточная нефть. Виды, типы остаточной нефти и распределение их в пласте.
- •15. Особенности фазовых превращений в многокомпонентных углеводородных системах.
- •16 Линейный закон фильтрации Дарси. Границы применимости закона Дарси.
- •17. Уравнение неразрывности (сплошности) фильтрационного потока. Дифференциальные уравнения движения флюидов в пористой среде.
- •18 Дифференциальное уравнение установившейся фильтрации несжимаемой жидкости по закону Дарси. Принцип суперпозиции.
2.Пористость горной породы.
Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую(пустоты составленную. отдельными трещинами) и каверзную пористости.
Межзерн. Х-на для песков,песчанико,глин,аргелитов и тд
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
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 количествееной оценки пористости г.п.используютс:
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
Коэф-нт динамической пористости наз-ся отношение суммарного объема взаимосвязанных пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацие к видимому объему образца.
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:
несцементир. песчаники – 6…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.
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
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
Коэффициент пористости исп. При оценке некоторых параметров продукт.Пласта. Например, коэф. Упруго-емкости пласта.
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]
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.